t e s i s - unammomentos donde más los necesite. antes de cualquier cosa quiero agradecer a dios y...

UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA

DE MÉXICO

Facultad de Ingeniería

División de Ingeniería en Ciencias de la Tierra

SISTEMAS Y DISPOSITIVOS ESPECIALES PARA LA

PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS PESADOS

T E S I S

PARA OBTENER EL TÍTULO DE

INGENIERO PETROLERO

P R E S E N T A N:

CHRISTIAN JOSUÉ GARCÍA GÓMEZ

OSWALDO MARIO OLVERA MARTÍNEZ

DIRECTOR DE TESIS:

M.I. FELIPE DE JESÚS LUCERO ARANDA

México D.F. Ciudad Universitaria, 2010.

AGRADECIMIENTOS

Agradecemos de todo corazón a nuestra casa de estudios, la Universidad Nacional

Autónoma de México, por brindarnos la oportunidad de obtener una maravillosa

carrera a pesar de que no contamos con los recursos económicos para pagar

altas colegiaturas. Por brindarnos un desarrollo integral, por darnos los espacios

necesarios para estudiar, divertirnos, ejercitarnos, y en general formarnos como

personas más humildes, críticas, con un gran amor hacia su país. Por enseñarnos

que todas las metas se pueden alcanzar, y que juntos podemos hacer de nuestro

país un lugar mejor para todos.

A nuestra Facultad de Ingeniería, por darnos las herramientas necesarias para

desenvolvernos en la industria, por rodearnos de grandes docentes con el interés

de transmitirnos todos sus conocimientos, y hacer de todos los estudiantes

grandes ingenieros capaces de resolver las problemáticas presentes, y realizar el

desarrollo tecnológico que tanto necesitamos.

A nuestro director de tesis el M.I. Felipe de Jesús Lucero Aranda, por compartir

con nosotros este sueño, y permitirnos trabajar a su lado durante todo el desarrollo

de esta tesis. Por enriquecer nuestro trabajo con sus valiosas opiniones y

correcciones. Por darnos la pauta para llegar al final sin dudar de nosotros, sino al

contrario impulsándonos para que juntos obtuviéramos grandes resultados.

A nuestros sinodales el Ing. Manuel Villamar Vigueras, la Dra. Rocío Guadalupe de

la Torre Sánchez, el Dr. Sergio Quiñones Cisneros y el Dr. Edgar Ramírez

Jaramillo, por su apoyo, comprensión y aportaciones.

Al Ing. Leonardo Cruz Espinoza, por brindarnos gran apoyo cuando lo

necesitamos, porque es una persona de la que aprendimos mucho, no solo

concerniente a los temas de la materia, sino como humano.

“Nunca consideres el estudio como una obligación, sino como una oportunidad para

penetrar en el bello y maravilloso mundo del saber”…

Albert Einstein (1879-1955).

“POR MI RAZA HABLARA EL ESPIRITU”

AGRADECIMIENTOS

Christian Josué García Gómez.

Si bien esta tesis ha requerido de un gran esfuerzo y dedicación de parte de los

autores y director de tesis, no hubiese sido posible sin la cooperación

desinteresada por aquellas personas especiales que me brindaron su apoyo en los

momentos donde más los necesite.

Antes de cualquier cosa quiero agradecer a Dios y a todos mis Orishas, por

darme esa fuerza espiritual que necesito para salir adelante y por ponerme en el

camino a todas las personas que me han acompañado en el trayecto de mi carrera

profesional.

A mi madre Concepción Gómez, le agradezco su apoyo, cariño y confianza, que

deposito en mí para realizar mis metas. Por demostrarme, que por más que el

destino te ponga obstáculos en la vida, siempre tenemos que levantar la cabeza y

seguir adelante. Recuerda que este logro es más tuyo que mío, por que no te

importo que tan duro era levantarte temprano, y trabajar de lunes a domingo, para

poder llevar el pan a la casa, para que yo y mis hermanos cumpliéramos nuestros

sueños. Por no haberte rendido a ese trabajo que nunca te ha gustado y que aun

así nunca renunciaste, todo para darme lo necesario para que me vieras triunfar.

Gracias mamá por todo lo que me has dado en esta vida.

A mi padre Javier García, si carnal por que eso has sido para mí la mayor parte

de mi vida, por que siempre he contado con tu apoyo, comprensión y cariño, en

mis momentos de desesperación y angustia.

A mi padre José Luis García, por que el poco tiempo que hemos pasado juntos,

me has enseñado que nunca me rinda ante la adversidad, y que estés donde estés

y estés con quien estés, nunca debemos renunciar a nuestros sueños

A mi hermana Dulce García, por siempre contar con tu apoyo y compañía, y que

espero que algún día continúes con tu carrera.

Al amor de mi vida Erika Rojas, por todo ese amor y comprensión que me das,

por darme cada día mas razones para salir adelante, por darme el mejor regalo de

esta vida, que es ser papá. Gracias gordita por amarme tanto y por ser uno de mis

grandes pilares, sin ti no soy nada.

A mi abuela Rosario Plasencia Esparza, por que aunque no estés conmigo en

este momento tan importante de mi vida, yo sé que me estás viendo desde el cielo,

te lo prometí un día y te lo cumplo hoy.

A mi tía Elena Orozco, por todo el apoyo que siempre me has dado, por ser como

una segunda madre para mi, y por siempre darme el consejo adecuado en las

decisiones importantes de mi vida.

AGRADECIMIENTOS

A mis primos Víctor, Guillermo y Moises Sanchez Orozco, por ser mis

mentores en mi carrera profesional, en especial a ti chaparro por siempre ser el

que me guio en la mayor parte de mi carrera.

A mis suegros Otilia Rojas y Joel Ordoñez, por todos esos ánimos que me

dieron, por darme la oportunidad de ser parte de su familia, así como todo el apoyo

que me han brindado todo este tiempo.

A mis padrinos Rafael Morales y su esposa Lidia, Javier Hernández y su

esposa Elena, por todo ese apoyo que nos brindaron a mí y a toda mi familia en

los momentos más difíciles.

A mis cuñados Alejandra y Yuriel “Pinocho”, al Sr. Ángel Rojas, por

convertirse en parte de mi familia y por brindarme todo su apoyo.

A mi compañero de tesis y mi gran amigo Oswaldo Olvera, por compartir este

sueño conmigo, por brindarme su amistad, y por animarme en los momentos de

desesperación a largo de este trabajo.

A mi amigo Erik Cruz Venegas, por todas esos momentos que hemos compartido

juntos, desde la prepa, que se que siempre cuento contigo en las buenas y más en

las malas. Por que los verdaderos amigos son para toda la vida.

A mi hijo(a) que viene en camino, así como a mis sobrinos Javier, Cristal y

Naomi, les dedico esta tesis, esperando que algún día me tomen como uno de sus

ejemplos a seguir.

Al Ing. Francisco Pulido Castañeda y a su equipo de trabajo en el IMP, por

todos los buenos consejos, y todo el apoyo que me brindaron cuando realice mi

servicio social en el Instituto Mexicano del Petróleo.

A todos los amigos que Dios me ha puesto en mi camino: Juan Carlos “Chiky”,

Crispín Samano, Jorge Núñez, Aldo Romero “Pato”, Ángel Chávez Jaramillo,

Emanuel Arjona “Pana”, Jaime López “Jimmy”, Edgar Hernández “El Chata”, David

Ensastiga “Huesos”, Norberto Briones, Francisco Villegas, Armandito, Wicho,

Fabis, Mañanitas, Emilio, Don Omar, Eder, Musa, Adrian “Chino”, Rubén Mejía

“Pedote”, Dianita, Edgar “Snof”, Raúl Ortiz Salgado, Víctor “Pin pon”, Maloy,

Azucena Chavira, gracias por todos esos momentos que compartimos juntos.

AGRADECIMIENTOS

Oswaldo Mario Olvera Martínez

Gracias Dios por ser mi torre fuerte, mi socorro, y fuente de vida, porque solo

gracias a ti se concluyó satisfactoriamente este trabajo. Gracias por haberme

permitido pasar una experiencia tan maravillosa como ha sido el estudiar y concluir

mi carrera, por darme unos padres tan amorosos, comprensivos, fuertes, llenos de

sabiduría. Por rodearme de gente tan maravillosa a lo largo de mi vida, de la cual

he aprendido grandes lecciones. Solo a ti ofrezco todo este trabajo, todo el

esfuerzo puesto, porque tú eres el único y verdadero Dios.

Gracias papás Mario Olvera y Juanita Martínez, a ustedes que con tanto amor,

esfuerzo, dedicación, comprensión, me han apoyado a lo largo de mi vida, porque

sin ustedes no habría logrado alcanzar un sueño tan anhelado, por ese consejo

cuando lo necesitaba, por su hombro cuando sentía no poder más, por reír

conmigo, por consolarme, por estar conmigo incondicionalmente. Les doy muchas

gracias por darme un futuro mejor, porque aún el dinero no puede comprar lo que

ustedes consiguieron para mí, y para todos sus hijos. A ti mamá te doy las gracias

por todo el amor que has demostrado tener, eres un ejemplo del amor de Dios, el

cual a muchos nos es difícil entender, tu lo has dejado todo por tus hijos, por tu

familia, gracias, mil gracias por todo tu esfuerzo. A ti papá te doy las gracias por

hacer de mi una persona pensante, crítica, y porque también lo has dejado todo

por apoyarnos, y nos has guiado por el camino de la sabiduría, mil gracias. Padres,

han sido mi motivación, mi guía, me han dado tantas cosas, ante todo amor, que

no acabaría de darles las gracias nunca, de todo corazón ¡los amo y siempre los

amaré por igual!

A mis hermanos, Mari, Lizbeth y Osmar, porque hemos vivido tantas cosas

maravillosas, que sería imposible no haber aprendido algo de ustedes, somos

compañeros, amigos, hermanos, los amo y admiro mucho, siempre estarán en mi

corazón, siempre estaré ahí para ustedes, para apoyarlos así como ustedes me

han apoyado, se que siempre veremos por el bienestar de la familia, y sé que

nunca nos rendiremos en nada, porque estaremos juntos para impulsarnos

mutuamente.

A mis primos David González y Néstor Camargo, por ser ante todo mis mejores

amigos, por compartir conmigo sus sueños, alegrías y tristezas. Son las personas

con que mejor he congeniado, les tengo mucha confianza y aprecio, tengo fe en

Dios de que lograrán conseguir los anhelos de su corazón, y nunca olviden de

donde hemos salido, seamos ejemplo de esfuerzo, amor, humildad, y carácter.

A toda mi familia, a mi tío Felipe, porque colaboraste en gran medida para que mi

papa fuera como es, a mis tíos David González y Soledad Martínez, porque nos

han tenido mucho amor, y porque sin pensarlo abrieron sus brazos para apoyarme,

me trataron como un hijo más y de todo corazón se los agradezco. También a mis

tíos Isabel, Ema, Nicolás, Luis, Elena, porque siempre han visto por mi familia, los

quiero mucho.

AGRADECIMIENTOS

A todos mis primos, Lino, Dulce, Edgar, Armando, Jazmín, Gema, Zu ling, Itzel,

porque he pasado grandes momentos junto a ustedes. Sé que la vida nos ha

preparado grandes cosas así que nunca dejen de esforzarse por lo que quieren.

Le doy gracias a tres personas que aparecieron en mi vida en estos últimos años,

que me han llenado de alegría, amor, apoyo, fuerza, y motivación, Karin, Brenda y

Leonor, les doy las gracias por tratarme como de la familia, he pasado de los

momentos más maravillosos en compañía de ustedes. Karin gracias por estar

conmigo, por darme tu apoyo incondicional, porque siempre me has levantado el

ánimo y nunca has dudado de mí, te doy las gracias por iluminar mi vida con tanto

amor, por no dejarme ni en los momentos más difíciles, y por hacerme

completamente feliz.

A Christian García, porque hicimos un gran equipo, y porque fue muy grato el

hacer esta tesis con un gran amigo, también le agradezco a tu esposa Erika y su

mama, por tratarme tan bien, por apoyarnos durante todo este trayecto, son una

gran familia.

Son tantas las personas a las que me gustaría agradecerles específicamente, los

mencionaré, pero deben saber que hay más, y que a todos los estimo de gran

manera. En general le doy gracias a toda mi familia, abuelitos, tíos, primos, porque

si ahora tengo esta personalidad es gracias a ustedes, así como a todos mis

amigos, Alberto Fuentes, Gaby Lucio, Deaneb Prado, Jenny Belmont, Fernanda

Gutiérrez, Miguel Reyes, Alberto Lira, Crispín Sámano, Jaime López, Edgar

Hernández, Adrian, Israel, Ricardo Tun, Ricardo Briseño, Ángel Chávez, Isaura,

Stephany Lozada, Beatriz Jiménez, Mariana Barrera, Sergio Ayvar, José Luis

López, Carolina Loperena, Elsa, Dalia Martínez, Marisol Cuevas, Nallely López,

Noé Muñoz, César Galindo, César Gandulay, José Parrales, Marco Ramírez,

Claudia Martelo, Jorge Núñez, Aldo Romero, Adán Tello, Bruno Monroy, Nayeli

Ortiz, Rosa Vulpes, Rubén Mejía, Víctor López, Kuri, Iván Atilano, Fabiola Vivas,

Emmanuel, Guillermo Hernández, Norberto Briones, Juan Carlos, José Porras,

Miguel Nica, Carlos Mata, Milton, Javier, Raúl, a todos les agradezco muchísimo el

haber compartido tantos momentos conmigo, aunque sé que me desaparezco,

espero seguir teniendo contacto con todos ustedes, y les deseo lo mejor.

Seamos el cambio, demostremos que es posible salir adelante como país,

hagamos siempre nuestro mayor esfuerzo, estemos sonrientes siempre,

compartamos el amor que Dios nos da, ¡seamos felices! Por un mundo mejor

cambiemos nuestra forma de actuar, seamos verdaderos, unidos, comprensivos,

empáticos, lo deseo de todo corazón y sé que no soy el único.

AGRADECIMIENTOS

ÍNDICE

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Índice

Lista de figuras.

Lista de graficas.

Lista de tablas.

Introducción.

Capítulo I. Conceptos fundamentales.

1.1. Clasificación de los hidrocarburos.

1.2. Crudo pesado, extra pesado y bitumen.

1.2.1. Importancia del crudo pesado.

1.2.2. Situación actual en México.

1.2.3. Reservas Probadas, Probables y Posibles de México.

1.2.4. Panorama de la producción de hidrocarburos en México.

1.3. Sistema integral de producción y principales accesorios instalados en pozos

terrestres y costa afuera.

1.3.1. Sistema integral de producción (SIP).

1.3.1.1. Componentes básicos del SIP.

1.3.1.2. Principales accesorios utilizados en instalaciones terrestres y costa

afuera.

1.4. Productividad de yacimientos.

1.4.1. Regímenes de flujo.

1.4.2. Comportamiento de afluencia.

1.5. Predicción de la viscosidad en aceites pesados.

REFERENCIAS

Capítulo II. Problemática en la producción de hidrocarburos pesados.

2.1. Muestreo y caracterización de los fluidos.

2.1.1. Muestreo de los fluidos.

2.1.2. Mediciones PVT.

2.1.3. Análisis especiales para el aseguramiento de flujo.

2.1.4. Caracterización del fluido.

2.2. Impactos provocados por el agua producida.

2.2.1. Hidratos de gas.

2.2.2. Curva de formación de los hidratos de gas.

2.2.3. Inhibidores de hidratos.

2.2.4. Estrategias de mitigación de hidratos.

2.3. Precipitación de ceras.

2.3.1. Fenómenos de cristalización de parafinas.

2.3.2. Mecanismos de depósito de las ceras.

2.3.3. Estrategias de mitigación de las ceras.

2.4. Precipitación de asfaltenos.

2.4.1. Factores que afectan la precipitación de asfaltenos.

2.4.2. Agregación y depósito de los asfaltenos.

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2.4.3. Dispersantes de asfaltenos.

2.4.4. Uso de parafinas como inhibidores de la precipitación de asfaltenos.

2.4.5. Métodos de prevención del depósito de asfaltenos.

2.5. Baja productividad en pozos de crudos pesados.

2.5.1. Resultado de la deposición de parafinas y asfaltenos en el yacimiento.

2.5.2. Resultado de la deposición de parafinas y asfaltenos en la TP.

2.5.3. Resultado de una alta viscosidad del crudo.

2.6. Métodos de producción de hidrocarburos pesados.

REFERENCIAS

Capítulo III. Calentamiento eléctrico de pozos.

3.1. Herramientas de corriente de baja frecuencia.

3.1.1. Herramientas de baja frecuencia tipo 1.


3.1.2.1. Cables calentadores.

3.1.2.2. Sistema calentador de tubería.

3.1.2.3. Selección de cables y sugerencias de instalación.

3.1.2.4. Consejos de instalación.

3.1.2.5. Terminal superficial.

3.1.2.6. Controladores.

3.2. Herramientas de calentamiento por inducción.

3.2.1. Herramientas de corriente de alta frecuencia.

3.2.2. Herramientas de corriente de frecuencia variable.

3.3. Herramientas de vibraciones ultrasónicas.

3.3.1. Investigaciones hechas acerca de las vibraciones ultrasónicas.

3.3.2. Efectos principales de las ondas ultrasónicas.

3.3.3. Mecanismos de producción del aceite.

REFERENCIAS

Capítulo IV. Producción en frio y nuevas tecnologías.

4.1. Producción en frío de hidrocarburos pesados con arenas (CHOPS).

4.1.1. Reseña histórica de la CHOPS.

4.1.2. Descripción de la CHOPS.

4.1.3. Comportamiento típico de los pozos de CHOPS.

4.1.4. Fuentes de energía y esfuerzos.

4.2. Inyección de diluyentes para reducir la viscosidad de aceites pesados.

4.2.1. Descripción de la inyección de diluyentes.

4.2.2. Inyección de diluyente con BEC, BCP y BM.

4.2.3. Aplicación en campos de hidrocarburos pesados.

4.2.3.1. Descripción del Yacimiento.

4.2.3.2. Ventajas de la implementación del sistema.

4.3. Desplazamiento por Vibración Armónica en el fondo del pozo (DHVOS).

4.3.1. Teoría del Mecanismo.

4.3.2. Resultados de las Pruebas en el campo Liaohe.

4.3.3. Resultado de las pruebas en el yacimiento Huabei.

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4.3.4. Resultados de las Pruebas en el campo Shengli.

4.4. Nuevas tecnologías en desarrollo.

4.4.1. Acondicionamiento del flujo en el fondo del pozo.

4.4.2. Inyección cíclica de vapor (CSS).

4.4.3. Drenaje por gravedad asistida por vapor (SAGD).

4.4.4. Extracción de petróleo crudo asistida por vapor (VAPEX).

4.4.5. Procesos híbridos de disolvente y vapor.

4.4.6. Mejoramiento in-situ.

REFERENCIAS

Capitulo V. Sistemas Artificiales de Producción aplicados en hidrocarburos

pesados.

5.1. Sistemas Artificiales de Producción.

5.1.1. Bombeo mecánico.

5.1.2. Bombeo de Cavidades Progresivas (BCP).

5.1.3. Bombeo hidráulico.

5.1.4. Bombeo Electrocentrífugo Sumergido (BEC).

5.1.5. Bombeo neumático.

5.2. Producción de hidrocarburos pesados con SAP.

5.3. Bombeo de Cavidades Progresivas (BCP) aplicado en hidrocarburos pesados.

5.3.1. Principio de funcionamiento.

5.3.2. Requerimientos de Torque y Potencia.

5.3.3. Componentes de un sistema BCP.

5.3.3.1. Equipo superficial.

5.3.3.2. Equipo subsuperficial.

5.3.4. Aplicación del sistema BCP en un campo de hidrocarburos pesados.


5.3.4.2. Diseño de la Transmisión de la BCP convencional.

5.3.4.3. Prueba de la BCP no convencional.

5.3.4.4. Ventajas del uso de un sistema BCP impulsado no convencional.

5.4. Bombeo Electrocentrífugo Sumergido (BEC) aplicado en hidrocarburos pesados.

5.4.1. Principio de funcionamiento y componentes del BEC.



5.4.2. Aplicación del sistema BEC para la producción de hidrocarburos pesados.

5.4.2.1. Descripción del yacimiento.

5.4.2.2. Terminaciones y tipos de pozos.

5.4.2.3. Descripción general de la aplicación de BEC.

5.4.2.4. Resultados obtenidos en la aplicación del BEC.

5.4.2.5. Beneficios obtenidos por la aplicación del sistema BEC.

REFERENCIAS

CAPITULO VI. Evaluación de un caso de estudio con el simulador OLGA.

6.1. Flujo multifásico en tuberías.

6.1.1. Principales propiedades de los fluidos que afectan el flujo multifásico en

tuberías.

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6.1.2. Modelos para flujo multifásico.

6.1.3. Simulación en régimen transitorio.

6.1.3.1. Programas de cómputo para simulación de flujo multifásico.

6.2. Simulador OLGA.

6.2.1. Aplicación de OLGA.

6.2.2. Simulación de pozos con OLGA.

6.2.3. Seguimiento de tapones.

6.2.4. Limitaciones de OLGA.

6.3. Caso de estudio con el simulador OLGA.

6.3.1. Características del modelo usado.

6.3.2. Diseño del modelo con OLGA.

6.3.3. Simulación de los diferentes escenarios.

6.3.3.1. Simulación del flujo natural del pozo 1.

6.3.3.2. Simulación del calentamiento eléctrico del pozo.

6.3.3.3. Simulación del Bombeo electrocentrífugo sumergido.

6.3.3.4. Simulación del BEC asistido con inyección de diluyente.

6.3.3.5. Análisis de los resultados obtenidos y conclusiones de la

simulación.

REFERENCIAS

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

Conclusiones.

Recomendaciones.

BIBLIOGRAFIA.

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Lista de figuras

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Figura

Figura 1.1. Área del Golfo de México comprendida por aguas profundas.

Figura 1.2. Diagrama esquemático de un sistema integral de producción.

Figura 1.3. Imagen esquemática de la TP, TR y empacador instalados en el pozo.

Figura 1.4. Conductores o Risers marinos.

Figura 1.5. Cabezal de producción.

Figura 1.6. Árbol submarino.

Figura 1.7. Ejemplos de un niple asiento y un niple selectivo.

Figura 1.8. Válvula de seguridad.

Figura 1.9. Esquema de un manifold submarino.

Figura 1.10. Esquemas de los deslizables PLEM y PLET

Figura 1.11. Puentes.

Figura 1.12. Templete.

Figura 1.13. Sistemas de separación, por segregación y por ciclón.

Figura 1.14. Coalescente electrostático.

Figura 1.15. Sistema de separación VASPS.

Figura 1.16. Compresor submarino WGC.

Figura 1.17. Impulsor submarino de líquido.

Figura 1.18. Esquema del flujo radial en un yacimiento.

(a) vista lateral.

(b) vista superior.

Figura 1.19. Esquema de un yacimiento con una frontera con presión constante.

Figura 1.20. Esquema de un yacimiento con fronteras cerradas, o sin flujo.

Figura 2.1. Fenómeno de Agregación de Asfaltenos.

1) Asfaltenos en estado coloidal, peptizados por resinas.

2) Después de inyectar un solvente ionizador (representado por el color

gris), las resinas abandonan a los asfaltenos.

3) Si en su recorrido dos asfaltenos hacen contacto en áreas libres de

resina, entonces quedan pegados formando cúmulos.

4) Cuando el tamaño de los cúmulos aumenta se vuelven menos difusivos

y pesados, y tienden a depositarse en el fondo.

Figura 2.2. (a). Composición del petróleo a nivel microscópico. Las líneas verdes

representan parafinas pesadas, las azules aromáticos, las elipses rojas

representan resinas, las elipses negras las moléculas de asfaltenos, y la

matriz amarilla los componentes ligeros. (b) Fenómeno de agregación

coloidal debido al incremento en la concentración de un solvente polar

miscible (aromático)..

Figura 2.3. (a) Floculación y precipitación de asfaltenos debido a la adición de un

solvente miscible no polar (parafina). (b) Fenómeno estérico coloidal debido

al incremento en la concentración de parafinas.Figura 2.6. Migración de

resinas de la superficie de los asfaltenos debido a la diferencia del potencial

químico entre el seno del crudo y la superficie de las partículas. Esto origina

un potencial de agregación entre los asfaltenos.

Figura 2.4. (a) Migración de resinas de la superficie de los asfaltenos debido a la

diferencia del potencial químico entre el seno del crudo y la superficie de las

partículas. Esto origina un potencial de agregación entre los asfaltenos. (b)

Floculación y precipitación de asfaltenos.

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Lista de figuras

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Figura 2.5. Deposición electrocinética

Figura 3.1. Sistema de calentador de tubería en un pozo vertical, y su perfil de

temperatura.

Figura 3.2. Sistema de calentamiento del yacimiento por bloques.

Figura 3.3. Calentamiento eléctrico de baja frecuencia de un pozo vertical.

Figura 3.4. Configuración del calentamiento eléctrico de baja frecuencia en un pozo

horizontal.

Figura 3.5. Sistema de calentamiento con cable de aislamiento mineral.

Figura 3.6. Componentes de cables.

a) Cable DHSX.

b) Cable MI.

c) Cable STSi.

Figura 3.7. Vista lateral de un cable calentador MI de tipo D.

Figura 3.8. Sistema de calentamiento PetroTrace MI.

Figura 3.9. Instalación típica de un calentador de fondo del pozo.

Figura 3.10. a) Cuerpo del calentador de tubería.

b) Conexiones de un calentador de tubería.

Figura 3.11. a) Sección transversal del calentador de tubería

b) Configuración típica de un calentador de tubería.

Figura 3.12. Sistema DHT siendo probado en superficie.

Figura 3.13. Espaciadores de tuberías.

Figura 3.14. Bobina y campo magnético generado al circular la corriente.

Figura 3.15. Sistema de calentamiento por inducción en un pozo vertical.

Figura 4.1. Diagrama de un pozo con CHOPS.

Figura 4.2. Esquema de CHOPS con 2 pozos.

Figura 4.3. Figura esquemática de la aplicación de la inyección de diluyente en el

espacio anular, en pozos verticales y horizontales.

Figura 4.4. a) Cables con capilar para la inyección de diluyente.

b) Arreglo de cables y tubería para la inyección de diluyente con BEC.

Figura 4.6. a) BM con inyección de diluyente en el espacio anular.

b) BM con inyección con tubo capilar a la entrada de la bomba.

Figura 4.6. Configuración de una BCP para la inyección de crudos pesados.

Figura 4.7. Sistema RhEPS desarrollado por Innovative Engieneering System Ltd.

Figura 4.8. Proceso de la inyección cíclica de vapor.

Figura 4.9. Arreglo de los pozos en el sistema SAGD.

Figura 4.10. Proceso de desplazamiento VAPEX.

Figura 5.1. Diagrama del Bombeo Mecánico.

Figura 5.2. Diagrama del Bombeo en Cavidades Progresivas.

Figura 5.3. Diagrama del Bombeo Hidráulico.

Figura 5.4. Diagrama del BEC.

Figura 5.5. Diagrama Bombeo neumático.

Figura 5.6. Vista lateral del estator y rotor.

Figura 5.7. Geometría y parámetros del estator y rotor.

Figura 5.8. Interferencia entre rotor-estator.

Figura 5.9. Equipo superficial del sistema BCP.

Figura 5.10. Tipos de cabezal de rotación.

Figura 5.11. Ubicación del estopero en el equipo superficial.

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Lista de figuras

vii

Figura 5.12. Diagrama de las poleas del sistema.

Figura 5.13. Diagrama del equipo subsuperficial del BCP.

Figura 5.14. Geometrías formadas por el rotor y estator.

Figura 5.15. Geómetras de la BCP.

Figura 5.16. Vista lateral y frontal del niple asiento.

Figura 5.17. Ancla antitorque.

Figura 5.18. Localización del campo Cerro Negro.

Figura 5.19. Diagrama de BCP instalado en Cerro Negro.

Figura 5.20. Diagrama esquemático del BCP implementado.

Figura 5.21. Configuración típica de un sistema de Bombeo Electrocentrífugo

Sumergible.

Figura 5.22. Sección transversal del motor.

Figura 5.23. Laminaciones internas en el núcleo del estator.

Figura 5.24. Segmento en corte del rotor.

Figura 5.25. Combinaciones tándem.

Figura 5.26. Partes del protector de BEC.

Figura 5.27. Separador de gas.

Figura 5.28. Impulsor y Difusor de la bomba.

Figura 5.29. Movimiento del fluido a través de las etapas internas de la bomba.

Figura 5.30. Cable de Potencia Trifasico.

Figura 5.31. Componentes internos del cable.

Figura 5.32. Equipo superficial del BEC.

Figura 5.33. Transformador en la superficie.

Figura 5.34. Variador de frecuencia.

Figura 5.35. Caja de Venteo.

Figura 5.36. Cabezal del Pozo para BEC.

Figura 5.37. Ubicación del campo Urdaneta.

Figura 5.38. Diagrama del desarenador instalado.

Figura 6.1. Flujo multifásico en tuberías.

Figura 6.2. Patrones de flujo en tuberías verticales reconocidos por el simulador OLGA.

Figura 6.3. Patrones de flujo en tuberías horizontales reconocidos por el simulador

OLGA.

Figura 6.4. Áreas de flujo en el sistema integral de producción.

Figura 6.5. Flujo critico en estranguladores.

Figura 6.7. Discretización de las tuberías.

Figura 6.8. Aplicación de OLGA en proyectos de explotación de aceite.

Figura 6.9. OLGA en la simulación de flujo en ductos.

Figura 6.10. OLGA en equipos de proceso.

Figura 6.11. Vista en 3D de un pozo diseñado en OLGA.

Figura 6.13. Comparación de OLGA con otros simuladores en simulación de pozos

costa fuera.

Figura 6.14. Seguimiento de tapones.

Figura 6.15. Formación de tapones en líneas de flujo.

Figura 6.16. Paredes del pozo.

Figura 6.17. Diagrama base utilizado en la simulación.

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Lista de graficas.

viii

Grafica

Gráfica 1.1. Comportamiento de los grados API en función de la densidad relativa.

Gráfica 1.2. Total de reservas de petróleo en el mundo.

Gráfica 1.3. Composición de las reservas 3P de crudo de PEMEX.

Gráfica 1.4. Curva de IPR típica de un yacimiento con py>pb y con py<pb.

Gráfica 1.5. Comportamiento de la viscosidad en función de la temperatura.

Gráfica 2.1. Curva típica con la región de formación de hidratos.

Gráfica 2.2. Curva de los hidratos de gas con diferentes cantidades de metanol.

Gráfica 2.3. Curvas de hidratos de gas con diferentes concentraciones de sal.

Gráfica 2.4. Dependencia a la presión de la solubilidad de los asfaltenos en el aceite.

Gráfica 2.5. Efecto del número de carbones del disolvente sobre los insolubles para el

residuo atmosférico del aceite crudo Árabe Ligero.

Grafica 2.6. Contenido de asfaltenos en función del tiempo de contacto.

Grafica 2.7. Contenido de asfaltenos en diferentes crudos.

Gráfica 2.8. Efectos de la alteración a la permeabilidad.

Gráfica 2.9. Efecto del aumento del diámetro de la TP en el gasto de producción.

Gráfica 2.10. Condiciones de flujo inestable, y variación de gasto debido a una

variación de diámetro de la TP.

Gráfica 2.11. Efecto de la viscosidad en el gasto de producción.

Grafica 4.1. Grafica para la selección de CHOPS.

Gráfica 4.2. Comportamiento de la producción y los cortes de agua con respecto al

tiempo de producción.

Gráfica 4.3. Prueba realizada en el campo Huabei.

Grafica 4.4. Efecto de la viscosidad en la recuperación de aceite.

Gráfica 5.1. Producción contra frecuencia, en el pozo CIB-0257.

Grafica 5.2. Grafica de parámetros de medición contra frecuencia.

Grafica 6.1. Perfil del pozo 1.

Grafica 6.2. Perfil de la línea de descarga.

Grafica 6.3. Comportamiento de la densidad del líquido y el gas, con respecto a la

presión y temperatura.

Grafica 6.4. Comportamiento de la densidad de la viscosidad y el gas, con respecto a la

presión y temperatura.

Gráfica 6.5. Gasto de producción contra tiempo, del pozo 1.

Gráfica 6.6. Perfil de temperatura del pozo 1 con calentamiento eléctrico.

Gráfica 6.7. Comportamiento de la viscosidad a lo largo de la tubería con calentamiento

eléctrico.

Gráfica 6.8. Comportamiento de la densidad a lo largo de la tubería con calentamiento

eléctrico.

Gráfica 6.9. Gasto de producción del pozo 1 contra tiempo, en la plataforma con

calentamiento eléctrico.

Gráfica 6.10. Patrones de flujo presentes en el sistema con calentamiento eléctrico.

Gráfica 6.11. Comportamiento del colgamiento a lo largo de la tubería con


Gráfica 6.12. Número de baches con respecto al tiempo con calentamiento eléctrico.

Gráfica 6.13. Total de baches formados en el sistema a las 24 horas de simulación con


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216

Lista de graficas.

ix

Gráfica 6.14. Perfil de presión a lo largo del sistema con calentamiento eléctrico.

Gráfica 6.15. Perfil de presión a lo largo de la tubería con BEC.

Gráfica 6.16. Comportamiento de la densidad a lo largo de la tubería con BEC.

Gráfica 6.17. Perfil de temperatura en el sistema con BEC.

Gráfica 6.18. Comportamiento de la viscosidad a lo largo de la tubería con BEC.

Gráfica 6.19. Gasto de producción del pozo 1 contra tiempo, en la plataforma con BEC.

Gráfica 6.20. Patrones de flujo presentes en el sistema con BEC.

Gráfica 6.21. Variación del colgamiento a lo largo de la tubería con BEC.

Gráfica 6.22. Número de baches presentes en el sistema contra el tiempo con BEC.

Gráfica 6.23. Número de baches formados en el sistema después de 24 horas con

BEC.

Gráfica 6.24. Perfil de presión en el sistema con BEC asistido con diluyente.

Gráfica 6.25. Comportamiento de la densidad en el sistema con BEC asistido con

diluyente.

Gráfica 6.26. Comportamiento de la viscosidad en el sistema con BEC asistido con

diluyente.

Gráfica 6.27. Patrones de flujo presentes en el sistema con BEC asistido con diluyente.

Gráfica 6.28. Variación del colgamiento a lo largo de la tubería con BEC asistido con

diluyente.

Gráfica 6.29. Gasto de producción en la plataforma contra el tiempo con BEC asistido

con diluyente.

Gráfica 6.30. Número de baches formados a través del tiempo con BEC asistido con

diluyente.

Gráfica 6.31. Acercamiento a la gráfica 6.30.

Gráfica 6.32. Total de baches formados en el sistema, después de 24 horas con BEC

asistido con diluyente.

Gráfica 6.33. Comparación de los gastos de producción obtenidos en la simulación.

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225

226

226

227

Lista de tablas.

x

Tabla

Tabla 1.1. Clasificación de los crudos dependiendo de sus grados API.

Tabla 1.2. Clasificación del petróleo crudo de exportación de PEMEX.

Tabla 1.3. Clasificación de crudos por diagrama de fases.

Tabla 1.4. Tipos de umbilicales.

Tabla 2.1. Métodos estándar para la precipitación de asfaltenos.

Tabla 3.1. Ventajas de los cables calentadores en comparación con distintos métodos

de remediación de problemas, asociados a la producción de hidrocarburos

pesados.

Tabla 3.2. Configuración de los cables MI.

Tabla 4.1. Propiedades del yacimiento Cerro Negro.

Tabla 5.1. Varillas API para BCP.

Tabla 5.2. Características del yacimiento en Cerro Negro.

Tabla 5.3. Rangos de operación para motor de la serie-540.

Tabla 5.4. Datos típicos de un pozo en el campo Urdaneta 01.

Tabla 6.1. Correlaciones de flujo multifásico en tuberías verticales.

Tabla 6.2. Constantes de las correlaciones para flujo en estranguladores.

Tabla 6.3. Ayuda de toma de decisiones con OLGA.

Tabla 6.4. Características del yacimiento 1.

Tabla 6.5. Composición del fluido en porciento mol.

Tabla 6.6. Configuración de la línea de descarga y aparejo de fondo en OLGA.

Tabla 6.7. Propiedades de los materiales del pozo 1.

Tabla 6.8. Aproximación de la formación.

Tabla 6.9. Configuración de los accesorios.

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209

210

211

211

Introducción.

I

Introducción

El petróleo crudo y las fracciones que provienen de él, están conformados por

moléculas que son denominadas hidrocarburos, los cuales son compuestos de

estructura variada y de pesos moleculares diferentes. El petróleo puede ser

clasificado de diferentes formas, ya sea por sus propiedades físicas o por las

estructuras químicas de sus constituyentes, aunque la clasificación más

aceptable es la que se basa en la densidad de la mezcla, medida en grados

API. Con base en esta propiedad, el petróleo puede ser clasificado en Super

ligero (>39 ºAPI), Ligero (31.1-39 ºAPI), Medio (22.3-31.1 ºAPI), Pesado (10-

22.3 ºAPI) y Extrapesado (<10 ºAPI)1. Los crudos pesados son recursos de

hidrocarburos no convencionales, mismos que son un gran reto para la

ingeniería petrolera, debido a que tienen características que dificultan en gran

manera su extracción, como es la alta viscosidad que presentan, así como su

baja densidad API, aunado a esto, normalmente están asociados a

formaciones con bajas presiones y temperaturas. La industria en los últimos

años ha comenzado a mostrar más interés en este tipo de recursos, debido a

que las reservas mundiales en su mayor parte son de este tipo de

hidrocarburos, además, los yacimientos de hidrocarburos ligeros cada vez son

más difíciles de explotar, debido a la dificultad que representa el encontrar y

acceder a este tipo de reservas.

Países como Canadá y Venezuela, han desarrollado métodos de explotación

que son rentables, y dependiendo de las características presentes en cada

pozo, han implementado métodos de producción en frio, y térmicos, con los

cuales logran llevar los hidrocarburos hasta la superficie, a pesar de los

problemas presentes para poder extraerlos. Recientemente, Brasil ha

conseguido poner en producción un campo, Siri, con hidrocarburos pesados

en aguas profundas2, lo que es una muestra de los grandes adelantos

presentes en algunos países, de los que sin duda se debe aprender dichas

experiencias, para así enriquecer nuestros conocimientos y poder desarrollar

nuestras propias alternativas, para las condiciones presentes en los

yacimientos de México.

En el caso de México, poco más del 50% de sus reservas son de hidrocarburos

pesados, de donde surge el interés por conocer con más detalle los problemas

asociados a la producción de este tipo de reservas, así como las soluciones

posibles a las mismas. Por lo tanto es de vital importancia tener conocimiento

de todos los conceptos relacionados, como es el entendimiento del Sistema

Integral de Producción, así como de los equipos y accesorios que son

instalados a lo largo del mismo, en el caso de instalaciones terrestres y costa

fuera, para la óptima explotación de los hidrocarburos, además de los

problemas presentes en el sistema debido a la composición del fluido.

Introducción.

II

La problemática presente en la producción de hidrocarburos pesados, se debe

a sus propiedades, aunado a que pueden ser encontrados en ambientes que

dificulten más su producción, como es el caso de yacimientos costa fuera.

Existe un concepto ampliamente difundido en la industria petrolera, el cual es

conocido como aseguramiento de flujo, en el cual se contemplan los posibles

riesgos de obstrucción al flujo, a lo largo del transporte de los hidrocarburos,

desde los disparos, hasta las instalaciones de almacenamiento. Muchos de

estos problemas están asociados con la precipitación y deposición de algunos

compuestos típicos en los crudos pesados, como son las parafinas y los

asfaltenos. Dichos compuestos ocasionan problemas de obstrucción al flujo en

algún punto en el sistema, debido a que cuando atraviesan por la etapa de

producción, al ser sometidos a cambios de temperatura y presión, pierden su

estabilidad por lo que precipitan y se depositan, ocasionando taponamientos y

en general restricciones al flujo en alguna parte del sistema integral de

producción. Cuando existe la producción de agua, al estar en un sistema

multifásico, con la presencia de gas, bajas temperaturas y altas presiones, se

propicia la deposición de hidratos, los cuales son compuestos de gas

encerrados en estructuras de hielo. Las posibles soluciones a estos problemas

están en el conocimiento de las propiedades de dichos componentes, por lo

que se pueden aplicar desde aislamientos térmicos, hasta inyección de

químicos que retrasen su aparición.

La producción de hidrocarburos pesados, ya sea en tierra o costa fuera, puede

ser optimizada mediante alguno de los siguientes sistemas de producción:

térmicos y convencionales, también llamados de producción en frio. Para la

producción térmica, existen dispositivos que son económicamente rentables,

debido a que no se necesita la implementación de grandes complejos, como en

el caso de métodos como inyección cíclica de vapor. Uno de estos dispositivos

que pueden ser empleados, para el calentamiento del fondo del pozo, o incluso

de la tubería, es el calentamiento eléctrico, mismo que puede ser, por

inducción, resistivo o por efecto de ondas ultrasónicas. Estos métodos aun no

son muy conocidos y su utilización no es muy amplia, pero representan otra

alternativa para la producción de los hidrocarburos pesados.

La producción en frio, o convencional, es ampliamente utilizada por los países

que actualmente son los mayores productores de hidrocarburos pesados, y

además son quienes tienen la mayor cantidad de reservas de este tipo de

crudos, entre ellos están Venezuela, Canadá y USA, quienes han

implementado métodos como la producción en frio de hidrocarburos pesados

con arenas, que es un método reciente que está cobrando fuerza alrededor del

mundo, en el cual es usado un sistema artificial de producción llamado bombeo

de cavidades progresivas. Otro método de producción en frio es la inyección de

diluyente, método que es acompañado de un sistema artificial de producción,

que puede ser: bombeo en cavidades progresivas, bombeo mecánico o

Introducción.

III

bombeo electrocentrífugo sumergido. Por lo anterior, podemos ver que dos

sistemas artificiales de producción son ampliamente usados en la producción

en frio, tanto el bombeo en cavidades progresivas, como el electrocentrífugo

sumergido, por lo que es de gran importancia conocerlos a fondo para saber

que pros y contras tienen, así como en qué casos se pueden implementar.

En el presente trabajo se hace mención de la tecnología, a nivel pozo, que está

siendo implementada para la producción de crudos pesados. Para poder saber

si los sistemas y dispositivos mencionados a lo largo de la tesis

verdaderamente proporcionan un mejoramiento en la producción, se decidió

hacer un análisis, en el cual solo se analizó el incremento en el gasto de

producción debido al cambio del sistema artificial de producción. El estudio fue

realizado con un simulador llamado OLGA, que es una herramienta muy útil

para poder tener una idea de que sistema incrementa más el gasto de

producción, para un pozo dado. Los casos analizados fueron tres,

calentamiento eléctrico del fondo del pozo, el bombeo electrocentrifugo

sumergido, y bombeo electrocentrífugo sumergido asistido con inyección de

diluyente en el fondo del pozo. En estos tres escenarios se realizaron

simplificaciones para tener una aproximación de su desempeño.

CAPITULO I. Conceptos fundamentales.

1

CAPÍTULO I

CONCEPTOS FUNDAMENTALES

El petróleo crudo y las fracciones que provienen de él, están conformados por

moléculas que son denominadas hidrocarburos, los cuales son compuestos

orgánicos de estructura variada y de pesos moleculares diferentes. Son cientos de

compuestos químicos los que constituyen al petróleo, mismos que pueden ser

diferenciados por su volatilidad, es decir dependiendo de la temperatura de

ebullición que presentan. Por otro lado, esta mezcla de hidrocarburos también

contiene contaminantes como azufre, oxígeno y nitrógeno bajo la forma de

compuestos tales como sulfuro de hidrógeno, disulfuros, ácidos nafténicos, entre

otros, además de sedimentos, metales (hierro, cobre, níquel y vanadio) y agua

salada.

La calidad del petróleo, su color, viscosidad, punto de fluidez y contenido de

metales, dependen en gran medida de su origen. Las cadenas lineales de carbono

asociadas a hidrógeno constituyen las parafinas; cuando las cadenas son

ramificadas se tienen las isoparafinas; al presentarse dobles uniones entre los

átomos de carbono se forman las olefinas; las moléculas en las que se forman

ciclos de carbono son los naftenos, y cuando estos ciclos presentan dobles

uniones alternas (anillo bencénico) se tiene la familia de los aromáticos.3

Además los hidrocarburos con presencia de azufre, nitrógeno, oxígeno y un

contenido menor de otros elementos, forman familias bien caracterizadas. Al

aumentar el peso molecular de los hidrocarburos las estructuras se hacen muy

complejas y difíciles de identificar químicamente con precisión.

1.1. Clasificación de los hidrocarburos.

Los hidrocarburos pueden ser clasificados por sus propiedades físicas o por la

estructura química de sus moléculas constituyentes, pero las estructuras químicas

son más difíciles de medir que las propiedades físicas. El valor comercial de un

hidrocarburo líquido puede ser estimado rápidamente a través de la medición de

las siguientes características físicas: gravedad específica, RGA (relación gas

aceite) contenido de azufre, agua, entre otras.

La clasificación de los hidrocarburos más usada en la industria petrolera es la

propuesta por el API (American Petroleum Institute), la cual define una nueva

unidad llamada densidad API, misma que denota la relación del gravedad

específica y la fluidez de los hidrocarburos con respecto al agua, dada por la

ecuación 1.1, con la que se puede obtener la gráfica 1.1.


2

5.1315.141

o

o API

1.1

Esta clasificación basada en los grados API es de gran ayuda en la industria de

refinación, debido a que la densidad API puede ser correlacionada con variables

fundamentales de refinación, por ejemplo, si se tiene una baja densidad API, la

cantidad de productos como la gasolina serán reducidos.

Gráfica 1.1. Comportamiento de los grados API en función de la densidad relativa.

La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo con

su densidad API, dependiendo de los grados API que presente el petróleo puede

ser denominado como extrapesado, pesado, mediano, ligero o superligero, con el

criterio que se muestra en la tabla 1.1.

Densidad grados API Densidad [g/cm3] Tipo de Crudo

>39 < 0.83 Superligero

31.1 - 39 0.87 - 0.83 Ligero

22.3 - 31.1 0.92 - 0.87 Medio

10 - 22.3 1 - 0.92 Pesado

<10 > 1 Extrapesado

Tabla 1.1. Clasificación de los crudos dependiendo de sus grados API.1

En el caso de PEMEX, los hidrocarburos que son producidos se clasifican con el

criterio mostrado en la tabla 1.2, y además son nombrados como Olmeca

(superligero), Istmo (ligero) o Maya (pesado), aunque en realidad son

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2

°AP

I

Densidad relativa γo


3

aproximadamente 17 tipos los que se extraen, pero se mencionan estos tres ya

que son los más representativos.4

Densidad grados API Contenido de azufre

%peso Tipo de crudo

39.3 0.8 Olmeca

33.6 1.3 Istmo

22 3.3 Maya

Tabla 1.2. Clasificación del petróleo crudo de exportación de PEMEX.1

Otra clasificación utilizada es la que está en función del diagrama de fase del

hidrocarburo, ya que los sistemas de hidrocarburos encontrados en los

yacimientos petroleros muestran un comportamiento de fases múltiple, dentro de

un amplio rango de presiones y temperaturas. Las fases más importantes que se

presentan en los yacimientos petroleros son la fase líquida y la fase gaseosa, así

mismo las condiciones bajo las cuales estas fases existen es de suma importancia

en el estudio de la explotación de los yacimientos, ya que permiten conocer el

comportamiento del yacimiento, con lo cual se pueden mejorar las prácticas de

producción, manejo de los fluidos en superficie y optimizar la recuperación de los

hidrocarburos. Además es una práctica común que los yacimientos petroleros se

clasifiquen de acuerdo a las características de los hidrocarburos producidos, y a

las condiciones bajo las cuales se presenta su acumulación en el subsuelo.

Así, tomando en cuenta las características de los fluidos, se tienen yacimientos de

aceite negro, aceite volátil, gas seco, gas húmedo y gas y condensado. Una visión

general de este tipo de clasificación puede ser observada en la tabla 1.3. Se ha

visto que se obtiene una clasificación más apropiada de los yacimientos cuando se

consideran las fases y la composición de la mezcla de los hidrocarburos, a la

temperatura y presión a que se encuentran dentro del yacimiento.

1.2. Crudo pesado, extrapesado y bitumen.

La definición de crudos pesados es variable ya que depende del autor, aunque la

palabra “pesado” hace referencia a la alta densidad del aceite. Una definición

común es la que hace referencia al aceite pesado como aquel que tiene una

densidad menor a 20 ºAPI, y es arbitraria ya que se considera un número

redondeado9, sin embargo fuentes como World Energy Council, los clasifica como

aquellos que tienen una densidad menor a 22.3 º API, e incluso los hidrocarburos

líquidos con densidades menores a 10 ºAPI, pueden ser separados como

extrapesados y bitumen.


4

Tabla 1.3. Clasificación de crudos por diagrama de fases.5

Tipo de

Crudo Diagrama de fase

RGA

[m3/m3]

Densidad

[g/cm3]

Aceite negro

<200 >0.85

Aceite volátil

200-1000 0.85-0.75

Gas y

condensado

500-15000 0.80-0.75

Gas húmedo

10000-20000 0.80-0.75

Gas seco

>20000 <0.75


5

Los crudos pesados, extrapesados y el bitumen, son recursos de hidrocarburos no

convencionales, que están caracterizados por una alta viscosidad, y alta densidad,

comparados con los crudos convencionales. Normalmente se encuentran en

yacimientos someros, se originan igual que los crudos convencionales, en

formaciones profundas, pero al migrar a una región cercana a la superficie,

pierden sus fracciones ligeras, por diferentes causas, pero principalmente por

biodegradación6, por ejemplo, debido a la presencia de bacterias anaeróbicas, las

cuales degradan los hidrocarburos ligeros e intermedios, produciendo metano e

hidrocarburos pesados enriquecidos; esta biodegradación produce la oxidación del

petróleo, reduciendo la relación gas-aceite (RGA) e incrementando la densidad, la

acidez, la viscosidad y el contenido de azufre y otros metales. También existen

otros mecanismos como el lavado con agua, y el fraccionamiento de fases.

Debido a lo mencionado anteriormente estos crudos tienen bajo contenido de

hidrogeno, y un alto contenido de carbono, sulfuro, y metales pesados, por lo que

es necesario procesamiento adicional para mejorarlo (upgrading), y así utilizarlo

como materia prima en una refinería normal.

En cualquier ambiente de depósito, la combinación correcta de agua, temperatura

y microorganismos, puede producir la degradación y la formación del petróleo

pesado. Las acumulaciones de brea existen en muchos yacimientos, cerca del

contacto agua-petróleo, donde las condiciones conducen a la actividad

microbiana. El ambiente de depósito, la composición del petróleo original, el grado

en que ha sido biodegradado, el influjo o la carga de hidrocarburos más livianos y

las condiciones de presión y temperatura finales, hacen que cada yacimiento de

petróleo pesado sea único, por lo que todos requieren métodos de recuperación

diferentes.

1.2.1. Importancia del crudo pesado.

Con la creciente demanda de energía, declinación de la producción de los

yacimientos de petróleo convencionales, aunado a que encontrar, así como

acceder a los recursos de crudo y gas convencional se están volviendo cada vez

más difícil, la industria se empezó a fijar en los crudos pesados, teniéndolos

actualmente como una de las soluciones a dicha problemática, por lo que ya no

hay libros modernos sobre tecnología petrolera, que estén completos sin una

sección referente a crudos pesados. En cuanto a volumen se trata, los crudos

pesados son muy importantes, ya que se estima que existe más de este tipo de

crudo en la tierra que cualquier otro.

Generalmente, mientras más pesado o denso es el petróleo crudo, menor es su

valor económico, debido a que las fracciones de crudo más livianas y menos


6

densas, derivadas del proceso de destilación simple, son las más valiosas. Los

crudos pesados tienden a poseer mayores concentraciones de metales y otros

elementos, lo que exige más esfuerzos y gastos para la extracción de productos

utilizables, y la disposición final de los residuos. Aún así, la atención de la industria

en muchos lugares del mundo se está desplazando hacia la explotación de

petróleo pesado, lo cual se debe a que actualmente muchos yacimientos de crudo

pesado pueden ser explotados de manera rentable, aunado a que estos recursos

son abundantes. El total de recursos de petróleo en el mundo es

aproximadamente de 9 a 13x1012 (billones) de barriles, donde el petróleo

convencional representa aproximadamente un 30%, de ese total, y lo restante,

70%, corresponde a petróleo pesado 15%, extrapesado 25% y bitumen 30%

(gráfica 1.2).6

Gráfica 1.2. Total de reservas de petróleo en el mundo.

6

Existen grandes cantidades de crudos pesados, extrapesados y bitumen en

Canadá, Venezuela, Rusia y en EUA, además de muchos otros países, entre ellos

incluido México. Los recursos en Canadá y EUA presentan un fácil acceso para

las compañías productoras, y los contextos político y económico son estables.

Canadá, Venezuela, y los EUA son los líderes en la producción de estos crudos no

convencionales. En Canadá, la producción a cielo abierto de los yacimientos

someros proveen aproximadamente el 50% de la producción de pesados en el

país, el otro 50% se produce con los métodos de producción en frio del crudo

pesado con arenas (Cold Heavy Oil Production with Sands, CHOPS), y producción

térmica usando inyección de vapor, en particular el drenaje gravitacional asistido

con vapor (Steam Assisted Gravity Dreinage, SAGD), el cual ha tenido un

crecimiento rápido. En Venezuela, la producción en frio con pozos horizontales y

multilaterales predomina. Por último, en EUA la producción térmica, con el uso de

vapor es la que mayormente se usa. 7

Bitumen 30%

Crudos pesados 15%

Crudos extrapesados

25%

Crudos ligeros 30%


7

La tecnología de exploración se ha dejado en segundo término, ya que

actualmente se han descubierto una gran cantidad de recursos petroleros

pertenecientes a los crudos pesados, pero la tecnología para la optimización de la

producción es muy importante, debido a que los crudos pesados, extrapesados y

bitumen no fluyen fácilmente en la mayoría de los yacimientos, por lo que se

requiere de métodos especializados para su producción, y solo pocos yacimientos

están a la temperatura suficiente para ser producidos con los métodos

convencionales.

1.2.2. Situación actual en México.

En México el organismo encargado de realizar, de manera exclusiva, las

actividades estratégicas en materia de hidrocarburos es Petróleos Mexicanos

(PEMEX), el cual es un organismo público descentralizado, que cuenta con 4

organismos subsidiarios, los cuales son: PEMEX Exploración y producción;

PEMEX Refinación; PEMEX Gas y Petroquímica Básica; PEMEX Petroquímica.8

Debido a que es una empresa integrada, participa en toda la cadena de valor de la

industria petrolera. Por tanto, es responsable de la exploración y producción de

hidrocarburos en territorio nacional, de la refinación de crudo, del procesamiento

de gas, y petroquímicos básicos, así como de la producción de algunos

petroquímicos secundarios; además tiene como mandato satisfacer el 100% de la

demanda nacional de petrolíferos.9

PEMEX actualmente se enfrenta a una situación difícil, ya que en los últimos años

la producción de crudo ha ido disminuyendo, debido básicamente a la declinación

del campo Cantarell, mismo que desde 1997 había contribuido en gran medida a

la producción nacional, la cual llego a su punto máximo en el año 2004, con

aproximadamente 3.3 [MMbls/d]. A partir de ese momento se ha venido

registrando una constante disminución, y si se considera el punto máximo de la

producción, se han dejado de producir más de 300 [Mbls/d]. Solamente entre los

años 2006-2007, Cantarell mostró una declinación de 15%, produciendo en ese

último año una cantidad de 1470 [Mbls/d]. Además, la última década se ha

caracterizado por una mayor aportación de crudos pesados, dado que en 1997 los

crudos pesados representaban un 52%, y en 2007 representaron un 66%, lo que

significó, por un lado, que se debía adecuar la infraestructura para su manejo y

procesamiento, y por otro lado, tomar una estrategia comercial para poder

colocarlo en el mercado internacional.

En cuanto a datos más recientes, la producción de crudo en el tercer trimestre del

2009, fue reportada con un promedio de 2.567 [MMbls/d], lo que significó una

disminución de 186,000 [bls] con respecto al tercer trimestre del 2008. Este


8

comportamiento se originó fundamentalmente por una disminución en la

producción de crudo pesado de 235,000 [bls/d], que son atribuibles a la

declinación de Cantarell y a la realización de algunas libranzas para

mantenimiento en diversas plataformas de la sonda de Campeche. Sin embargo,

la declinación de Cantarell también fue parcialmente compensada por un aumento

de 13.9% en la producción de Ku-Maloob-Zaap (98,000 [bls]), con respecto al

mismo periodo del 2008. Además PEMEX para ese periodo del 2009, contaba con

9 plataformas marinas en construcción, y cinco en espera de ser instaladas en el

cuarto trimestre de ese mismo año, tres en Cantarell, una en Ku-Maloob-Zaap y

una más en Lankahuaza, lo que nos habla de la importancia de la producción

costafuera en México.10

1.2.3. Reservas Probadas, Probables y Posibles de México.

Desde el punto de vista exploratorio, los planes y programas de PEMEX

Exploración y Producción se basan en la identificación e inferencia de recursos

prospectivos o potenciales, los cuales, una vez descubiertos, se denominan

reservas. Así, el recurso prospectivo se infiere mediante estudios geológicos,

geofísicos y geoquímicos, que cuantifican el potencial de hidrocarburos en un área

específica. Las reservas se definen como aquellas cantidades de hidrocarburos

que se prevé serán recuperadas comercialmente de acumulaciones conocidas a

una fecha dada.

Reservas probadas. Son volúmenes estimados de crudo, gas natural y líquidos

de gas natural, los cuales pueden ser estimados con una certeza razonable por

medio de geociencia o datos de ingeniería. Dentro de las reservas probadas

existen dos tipos: Desarrolladas, aquellas que se espera sean recuperadas de los

pozos existentes con la infraestructura actual y con costos moderados de

inversión; y No desarrolladas, que se definen como el volumen que se espera

producir con infraestructura y en pozos futuros.

Reservas probables: son aquellas reservas donde el análisis de la información

geológica y de ingeniería de los yacimientos en estudio sugiere que son más

factibles de ser comercialmente recuperables, que de no serlo. Si se emplean

métodos probabilistas para su evaluación, habrá una probabilidad de al menos

50% de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores que la suma de

las reservas probadas más probables. Por lo tanto, las reservas 2P están

constituidas por la suma de las reservas probadas más las probables.

Reservas posibles: son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información

geológica y de ingeniería sugiere que es menos segura su recuperación comercial


9

que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados

métodos probabilistas, la suma de las reservas probadas, probables y posibles o

reserva 3P, tendrá al menos una probabilidad de 10% de que las cantidades

realmente recuperadas sean iguales o mayores. Consiguientemente, las reservas

3P se calculan a partir de la suma de las reservas probadas más las probables

más las posibles.

Petróleo crudo equivalente. Es una forma utilizada a nivel internacional para

reportar el inventario total de hidrocarburos, su valor resulta de adicionar los

volúmenes de aceite crudo, de condensados, de los líquidos en planta y del gas

seco equivalente a líquido, este último corresponde, en términos de poder

calorífico, a un cierto volumen de aceite crudo. 11

Al 1 de enero de 2010 las reservas probadas de crudo se sitúan en 10,420

millones de barriles (MMbls), de los que 62% equivalen a crudo pesado, 29% a

crudo ligero y 9% a crudo superligero. Mientras que la reserva 3P de crudo

alcanzó 30,497 [MMbls], correspondiendo 52% a crudo pesado, 35% a crudo

ligero y 13% a crudo superligero (gráfica 1.3). Por lo que podemos apreciar, que

PEMEX cuenta con una gran cantidad de reservas que pertenecen a los crudos

pesados, de ahí la importancia de encontrar la mejor tecnología para la producción

de dicho tipo de hidrocarburos, así como de tener un mayor conocimiento acerca

de la composición, comportamiento, y en general de los problemas y soluciones

asociados a los crudos pesados.12

Gráfica 1.3. Composición de las reservas 3P de crudo de PEMEX.

12

1.2.4. Panorama de la producción de hidrocarburos en México.

Actualmente, la producción de crudo y gas en el país está sustentada,

principalmente, por campos que han alcanzado su etapa de madurez y, por tanto,

han iniciado su fase de declinación. El 92% de la producción proviene de campos

52%35%

13 %

Crudo pesado

Crudo ligero

Crudo superligero


10

en franca declinación, o que iniciarán su declinación en poco tiempo; tal es el caso

de Ku-Maloob-Zaap. Por lo que es necesario tomar medidas para sostener la

plataforma de producción.

Un elemento fundamental de la diversificación de proyectos y del sostenimiento de

la plataforma de producción es la necesidad de intensificar la actividad exploratoria

en el Golfo de México profundo, y mantener la correspondiente a las cuencas

restantes. Lo que se cree, permitiría utilizar la infraestructura existente en las

cuencas maduras, con lo que el ciclo exploración-producción podría ser acortado,

y con esto coadyuvar a compensar la caída en la producción de los campos

maduros actualmente en explotación. Se dice que la contribución de los campos a

descubrir en aguas profundas es imprescindible para restituir reservas probadas, y

para propiciar una recuperación gradual de la relación reservas-producción.

Además los campos descubiertos en 2000-2007, representan 5,736 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, lo que representa en 19.2% de las reservas

probables. Su delimitación puede permitir reducir el nivel de riesgo de su

desarrollo y precisar estructuras de costos estables, al corroborar su extensión y

reservas estimadas. Los yacimientos en aguas profundas, es decir tirantes de

agua mayores a 500 [m] (PEMEX, 2009), se han convertido en la principal fuente

de nuevas reservas costa afuera a nivel mundial. Desde 1998, año en que las

aguas profundas aportaban el 25% de los descubrimientos de reservas marinas de

hidrocarburos a nivel mundial, se observa un incremento sostenido de esta

participación; en 2004 los yacimientos en aguas profundas aportaron cerca del

70% del total de las reservas descubiertas en costa afuera (World oil, 2004).

Mientras que en 1996 la producción proveniente de aguas profundas alcanzaba

menos del 1% de la producción total de crudo a nivel mundial, para 2006 ya

representaba 7.6%. Además, los yacimientos en aguas profundas contribuyeron,

en ese mismo año, con 118% del incremento en la producción mundial, lo que

indica que los recursos provenientes de este tipo de campos no sólo explican la

totalidad de la producción adicional, sino que además han comenzado a

reemplazar parte de la producción de yacimientos convencionales a nivel

internacional (BP Statistical Report, 2007).

En México, la mayoría de las cuencas que actualmente producen hidrocarburos se

encuentran en la planicie costera y en la plataforma continental del Golfo de

México, sobre una franja que se extiende desde la frontera con Estados Unidos

hasta la margen occidental de la Península de Yucatán, y del frente de la Sierra

Madre Oriental hasta la plataforma continental del Golfo de México (figura 1.1).


11

Figura 1.1. Área del Golfo de México comprendida por aguas profundas.9

A partir de información geológica y geofísica, así como de información de la

actividad y reservas encontradas en el Golfo de México (Estados Unidos), y de las

emanaciones de aceite ubicadas por satélite, se han identificado cuencas

petroleras en la zona profunda del Golfo de México. Estas cuencas, a diferencia

de otras en el país, se encuentran sub-exploradas y, por tanto, presentan mejores

perspectivas para el descubrimiento de nuevas reservas. Se estima que del total

de los recursos prospectivos del país, es decir, del orden de 54 mil barriles de

petróleo crudo equivalente, más del 50%, esto es, 29,500 [MMbls], se localizan en

la cuenca del Golfo de México profundo, en una extensión de más de 575,000

kilómetros cuadrados.

1.3. Sistema integral de producción y principales accesorios instalados en

pozos terrestres y costa afuera.

Para poder extraer las reservas de hidrocarburos de los yacimientos, es necesaria

la instalación de infraestructura que sirva a este fin, que cumpla con todas las

condiciones para obtener la producción óptima al menor costo posible, y de

manera segura. Para lograrlo se necesitan llevar a cabo estudios exhaustivos,

evaluando todas las variables de interés, como propiedades de los fluidos,

características del yacimiento, aspectos económicos, por mencionar solo algunas.

Como se sabe, este proceso de selección e instalación es muy extenso, y para

fines de nuestro estudio abarcaremos solo algunos temas de interés, los cuales

son: sistema integral de producción (SIP), principales componentes y accesorios.


12

1.3.1. Sistema integral de producción (SIP).

El SIP puede ser definido como un conjunto de elementos que transporta los

fluidos del yacimiento hacia la superficie, los separa en aceite, gas y agua, para

finalmente enviarlos a instalaciones para su almacenamiento y/o

comercialización5. Un SIP puede ser relativamente simple o puede incluir muchos

componentes, pero entre sus componentes básicos se encuentran (figura 1.2):

1. Yacimiento.

2. Pozo.

3. Cabeza del pozo (Pth).

4. Estrangulador.

5. Tubería de descarga (gasoducto ó oleoducto).

6. Separador y equipo de procesamiento.

7. Tanque de almacenamiento.

Figura 1.2. Diagrama esquemático de un sistema integral de producción.


13

1.3.1.1. Componentes básicos del SIP.

Yacimiento. Es la porción de una trampa geológica que contiene hidrocarburos, la

cual se comporta como un sistema intercomunicado hidráulicamente. Los

hidrocarburos que ocupan los poros o huecos de la roca almacenadora, se

encuentran a alta presión y temperatura, debido a la profundidad que se encuentra

la zona productora. Se puede decir que el yacimiento es la fuente de fluidos, y

energía, así como el almacén de los mismos y el medio a través del cual los

fluidos fluirán.

Pozo. Es un agujero que se hace a través de la roca hasta llegar al yacimiento; en

este agujero se instalan sistemas de tuberías y otros elementos, con el fin de

establecer un flujo de fluidos controlados entre la formación productora y la

superficie. Son perforados en forma telescópica, con el mayor diámetro en la

parte superior del pozo, cada sección es revestida hasta la superficie, y un liner

puede ser instalado en la parte inferior, donde todas las secciones son

cementadas.

Tubería de descarga. Las tuberías son estructuras de acero, cuya finalidad es

transportar la mezcla de fluidos producidos desde la cabeza del pozo hasta el

tanque de almacenamiento. Los costos específicos en el transporte tanto de

aceite como de gas disminuyen cuando la capacidad de manejo aumenta; esto se

logra si el aceite, gas y agua se transportan en tuberías de diámetro óptimo, para

una capacidad dada.

Estrangulador. Es un aditamento que se instala en los pozos productores con el

fin de establecer una restricción al flujo de fluidos. Es decir, permite obtener un

gasto deseado, además de prevenir la conificación de agua, producción de arena

y sobre todo, ofrecer seguridad a las instalaciones superficiales.

Separadores. Son equipos utilizados para separar la mezcla de aceite y gas, y en

algunos casos aceite, gas y agua que proviene directamente de los pozos. Los

separadores pueden clasificarse por su forma o geometría en horizontales,

verticales y esféricos, y por su finalidad, separar dos fases (gas y líquido) o tres

(gas, aceite y agua).

Tanques de almacenamiento. Son recipientes de gran capacidad, en los que se

recolecta la producción de fluidos de uno o varios pozos. Los tanques de

almacenamiento pueden ser estructuras cilíndricas de acero instalados en tierra

firme, o bien, buque- tanques, usualmente utilizados en pozos localizados costa


14

afuera. En la industria petrolera, los tanques pueden tener una capacidad de

almacenamiento que va desde 100,000 hasta 500,000 barriles.

1.3.1.2. Principales accesorios utilizados en instalaciones terrestres y costa

afuera.

Existen muchos equipos y dispositivos que se instalan a lo largo del SIP, tales

como, niples, válvulas, empacadores, bombas, entre otros, los cuales pueden

variar, ya que su instalación se define dependiendo de las condiciones presentes

en cada pozo, como presión, temperatura, tipo de fluidos, si es terrestre o costa

afuera, si es fluyente o no, etc. A continuación se mencionan algunos de estos

equipos y dispositivos.

Tubería de revestimiento. Tuberías que constituyen el medio con el cual se

reviste el agujero que se va perforando, con lo que se asegura el éxito de las

operaciones llevadas a cabo durante las etapas de perforación y terminación del

pozo. Sirven para proteger las zonas perforadas y zonas problemáticas además

de proporcionar el medio para instalar conexiones superficiales de control,

empacadores y TP (figura 1.3).

Figura 1.3. Imagen esquemática de la TP, TR y empacador

13.

Tuberías de producción (TP). Conjunto de tuberías que son instaladas a lo largo

del pozo, se instalan dentro de la tubería de revestimiento (TR), sirven para

conducir los fluidos producidos de un pozo a la superficie, o bien, los fluidos

inyectados de la superficie hasta el yacimiento (figura 1.3).


15

Empacadores. Es un accesorio empleado para sellar la parte exterior de la TP y

la parte interior de la tubería de revestimiento ó de explotación (espacio anular). El

empaque es realizado por el elemento de sello que se expande contra el. Son

instalados para eliminar presiones en la TR; aislar la TR de fluidos corrosivos;

producir independientemente dos o más intervalos; aislar horizontes invadidos o

fluidos indeseables; permitir dejar fluidos de control de alta densidad en el espacio

anular, para reducir la presión diferencial a través de la TP en pozos de alta

presión. Pueden ser permanentes, semipermanentes o recuperables (figura 1.3).

Conductor marino (riser). Componente de la TP, en pozos costa afuera, que se

encarga de llevar los fluidos producidos del lecho marino hasta la superficie. Los

conductores marinos se conectan a la línea de producción y suben a la plataforma

o equipo flotante de producción. Estos componentes están construidos para

resistir los esfuerzos de las corrientes marinas, están constantemente sometidos a

esfuerzos axiales y de presión-compresión, también su diseño debe de considerar

el manejo de presiones internas y externas. Para minimizar los impactos de los

movimientos de las instalaciones superficiales existen varios tipos de

configuraciones que se pueden emplear para estos conductores, los cuales

pueden ser rígidos, flexibles o híbridos (figura 1.4).

Figura 1.4. Conductores marinos o Risers

14.

Cabezal de producción. Es un equipo compuesto, usado en la superficie para

mantener el control del pozo, incluye el equipo del árbol de producción, válvulas,

colgadores y demás equipo asociado. Proporciona un soporte a las TR, además

de un sello entre las mismas.

Árbol de válvulas. El árbol de válvulas es un equipo conectado a las TR en la

parte superior, que a la vez que las sostiene, proporciona un sello entre la TP y

permite controlar la producción del pozo. Por lo general los arboles de válvulas se

conectan a la cabeza del pozo, la cual es capaz de soportar la TR, resistiendo


16

cualquier presión que exista en el pozo (figura 1.5). Los árboles de válvulas

utilizados en costa afuera, los cuales pueden ser secos o mojados, son sistemas

submarinos que consisten en un arreglo de válvulas y sirven para tener un control

de la producción. Su diseño fue pensado para aguas profundas, pero en la

actualidad también tienen aplicación en aguas someras, con equipos sencillos y

de bajo costo, pueden ser verticales, horizontales o Mudmat (figura 1.6).

Figura 1.5. Cabezal de producción.

15

Figura 1.6. Árbol submarino.

16

Niples de Asiento. Varían ampliamente en diseño y construcción, su función es la

de alojar, asegurar y sellar dispositivos de control de flujo, tales como: tapones y

estranguladores de fondo, o válvulas de contrapresión, de seguridad o de pie, que

se instalan y recuperan por medio de una línea de acero. El niple de asiento tiene


17

un contorno y un área pulida interiores, que permiten empacar el mandril candado,

de tal manera que selle. Este mandril permite asegurar al dispositivo de control de

flujo que se desea utilizar.

Niples selectivos. Se llaman así debido a que varios de estos niples se colocan

en el aparejo de producción. Utilizando un espaciamiento apropiado entre los

niples, se tiene la opción usar cualquiera de ellos para alojar los dispositivos

controladores de flujo. Se pueden utilizar para obturar el pozo y reparar las

válvulas superficiales o aislar un intervalo productor (figura 1.7).

Niples retenedores NO-GO. Se localizan en la parte inferior (al final) del aparejo,

ya que tienen una restricción o un diámetro más pequeño. Dicha restricción está

en la parte inferior del niple o a través de todo el niple. Las funciones especificas

de los niples retenedores son: obturar la TP para anclar empacadores durante la

terminación, obturar el aparejo para probar a presión la TP, aislar el intervalo

inferior cuando se tiene una invasión de agua en una terminación sencilla selectiva

(figura 1.7).

Figura 1.7. Ejemplos de un niple de asiento y un niple selectivo.

17

Niple para válvula de seguridad controlada superficialmente. Se coloca en el

aparejo, generalmente cerca de la superficie. Se utiliza normalmente en

terminaciones marinas para alojar la válvula de seguridad llamada de tormenta. La

línea de control, (tubería de diámetro pequeño), se conecta entre el empaque del

mandril de candado y el niple. El empaque soporta la presión hidráulica en el área

anular. Esta presión actúa sobre la válvula de seguridad empuja hacia abajo un

pistón y la mantiene así abierta. Al dejar de aplicar la presión de control sobre el

pistón la válvula se cierra.

Válvula de Seguridad. Están diseñadas para cerrar un pozo. Se clasifican en dos

tipos: auto controladas, las cuales se accionan cuando se tienen cambios en la


18

presión o en la velocidad, en el sistema de flujo; y controladas desde la superficie,

las cuales reciben el nombre de válvulas de tormenta y se utilizan generalmente

en pozos marinos, cuyo control es más difícil y en zonas donde el mal tiempo es

frecuente (figura 1.8).

Figura 1.8. Válvula de seguridad

18.

Estranguladores de fondo. Se colocan con línea de acero en la parte inferior

del aparejo, sus funciones principales son: estabilizar la RGA producida, bajo

ciertas condiciones, controlar ritmos de producción y liberar más gas en solución,

en función del pozo, aligerando la columna de aceite e incrementando la velocidad

de flujo.

Válvulas de circulación. Permiten después de anclado el empacador, comunicar

el interior de la TP con el espacio anular de la TR. El tipo de válvula de circulación

más utilizado es la de camisa interior deslizable, la cual esta empacada con dos

juegos de empaques que aíslan fluidos y presiones anulares cuando está cerrada.

La comunicación se establece por medio de una herramienta, bajada con línea de

acero, que mueve o desliza la camisa a una posición en la que alinea los orificios

de esta con las del cuerpo exterior de la válvula. En otras variantes este tipo de

válvula la camisa se separa completamente de los orificios exteriores y el flujo es

a través de ellos.

Junta de expansión. La función es la de absorber las contracciones y

elongaciones de la TP debido a tratamientos al pozo y a ritmos altos de

producción. Esto evita que se tengan esfuerzos extremos sobre el empacador y la

misma TP. La junta de expansión se coloca arriba del empacador, junto con un

dispositivo de anclaje que impide el movimiento de la unidad de sellos (multi V).

Su longitud es función de las elongaciones y contracciones esperadas de la TP.


19

Unidad de sellos Multi-V. Permite movimiento de la tubería de producción en el

momento que se tengan elongaciones y contracciones las cuales determinan su

longitud. Además forma un sello entre la TP y el mandril de flujo del empacador.

Junta de seguridad. Se utiliza en terminaciones sencillas selectivas o bien en

terminaciones dobles. Su función principal es la de desconectar la tubería de

producción en los empacadores

Coples de flujo. Su función es evitar erosión por turbulencia en la TP arriba del

niple de asiento. Un cople de flujo tiene un diámetro interior regulado y un espesor

de pared de cerca del doble de la TP.

Juntas de abrasión. Son juntas protectoras que colocan enfrente del intervalo

productor, para oponer resistencia a la acción de chorro del flujo de la formación

sobre el aparejo. Se utilizan cuando se anticipa abrasión extrema por la aportación

de partículas de arena con los fluidos producidos.

Múltiple (manifold). Es un accesorio de tubería, el cual es conectado a un

sistema de tubería principal, u otro conductor, que sirve para dividir el un flujo en

varias partes, o para combinar varios flujos a cualquiera de varios destinos

posibles (tubos múltiples). Los manifold en costa afuera son sistemas de tuberías,

válvulas, e instrumentos de monitoreo ensamblados en una estructura metálica,

que interconecta el flujo de diferentes pozos a la unidad de producción, con lo que

se reduce el número de líneas de flujo necesarias (figura 1.9).

Figura 1.9. Esquema de un manifold submarino.

19

Cables umbilicales. Los umbilicales son tuberías multifunción que se encargan

de establecer una conexión entre los equipos superficiales para el control de la

producción y los equipos submarinos. Dentro de sus principales funciones están:

transmitir la potencia hidráulica para los sistemas de control submarinos;

transmisión de corriente eléctrica para potencia y señales de los sistemas de

control submarinos; conducción de químicos para inyección en el árbol submarino


20

o en el pozo; transmisión a superficie de los sistemas de monitoreo; transmisión

de señales para el control de válvulas y equipos submarinos; y suministro de gas

para bombeo neumático (tabla 1.4).

Potencia eléctrica y

cables de fibra

óptica

Umbilical de

servicios integrados

Umbilical para

equipo de

bombeo eléctrico

sumergible

Umbilical de acero

Umbilical

termoplástico

Transmisión de

datos y corriente

eléctrica.

Transmisión de

datos, potencia

hidráulica, corriente

eléctrica e inyección

de fluidos

Transmisión de

corriente eléctrica

y control de

equipo.

Inyección de fluido

en condiciones de

alta presión.

Aplicación para

condiciones de alta

presión y

temperatura.

Tabla 1.4. Tipos de umbilicales.20

Deslizables (sled). Son estructuras que sirven como puente de conexión entre los

equipos submarinos y las líneas de flujo que no tienen flexibilidad. Pueden ser

secciones para el final de una línea de flujo, o para la sección final de un múltiple,

conocidos comúnmente como PLET y PLEM respectivamente, Los PLEM son

equipos de recolección/distribución, que están caracterizados por la entrada/salida

de más de dos tuberías. Los PLET hacen posible conectar, sin buzos, una tubería

rígida y un equipo a otra tubería (figura 1.10).

Figura 1.10. Esquemas de los deslizables PLEM (izq.), y PLET (der.).

20

Puentes (Jumpers). Son tuberías de producción que sirven para conectar los

pozos con los cabezales de recolección submarinos, o bien, para conectar los

cabezales de recolección submarinos con las terminaciones de línea submarina,

su función principal es la de llevar el fluido de producción de un equipo a otro

(figura 1.11).


21

Figura 1.11. Puentes

20.

Templete. Son estructuras que soportan y protegen un determinado número de

pozos submarinos que se encuentran juntos sobre el fondo del mar. En las áreas

de alta intensidad de pesca, los templetes son ideales para deslizar las redes de

arrastre evitando que se atoren y se dañen los equipos submarinos (figura 1.12).

Figura 1.12. Templete

20.

Sistemas submarinos de separación agua-aceite (DOWS). Son sistemas

utilizados en la separación de fluidos en instalaciones submarinas, incluidos los

sistemas de gas/líquido, líquido/sólido y liquido/liquido. Existen dos grandes tipos

de DOWS los que su principio de funcionamiento se basa en la segregación

gravitacional, los cuales son grandes y ocupan mucho espacio en el lecho marino,

además de que no pueden manejar con mucha eficiencia la presencia de sólidos;

y los basados en ciclones, los cuales tienen un tamaño reducido, pueden operar

con altas presiones, y existen configuraciones para separar solido/gas,

liquido/liquido y gas/liquido (figura 1.13).


22

Figura 1.13. Sistemas de separación, por segregación (izq.), por ciclón (der.).

21

Coalescentes Electrostáticos. Son equipos que se usan para mejorar la

separación de aceite y agua, mediante la coalescencia de las gotas de agua que

son arrastradas por la corriente de aceite, en gotas más grandes las cuales son

más fáciles de separar en un separador corriente abajo. Las gotitas más grandes

masivas de agua, pueden asentarse más rápidamente en los separadores de

gravedad y se pueden separar con mayor eficiencia en los separadores ciclónicos

compactos. No sólo se separa el agua en el flujo de aceite, sino también otras

impurezas como la sal disuelta en la fase agua (figura 1.14).

Figura 1.14. Coalescente electrostático.

21

Sistema de Separación Vertical Anular y de Bombeo (VASPS). Es un sistema

de separación submarina donde el fluido producido (petróleo y gas) del pozo

submarino entra tangencialmente en un pozo falso de 26 [pg] de diámetro y 60 [m]

de profundidad, situado lo más cerca posible del pozo productor. El fluido

multifásico se obliga a seguir un flujo helicoidal descendente, en la que las fuerzas

centrífugas provocar una separación efectiva de gas y líquido. Los flujos de gas se

separan a través de la presión diferencial a una plataforma, el aceite se acumula


23

en la parte inferior del pozo falso y es bombeado por un BEC. Algunas de las

ventajas de un sistema VASPS es que reduce la contrapresión en la boca del pozo

mediante la separación del gas y de las corrientes de líquido, mejorando la

producción (figura 1.15).

Figura 1.15. Sistema de separación VASPS.21

Compresores submarinos de gas húmedo (WGC). Son equipos diseñados para

el transporte de gas a plantas de proceso terrestres o marinas, o para las mismas

aplicaciones que una bomba multifásica, pero con mezclas con mayor fracción

volumen de gas. Estos compresores se adaptan bien en aplicaciones para

manejar grandes volúmenes, y presiones de medias a altas (figura 1.16).

Figura 1.16. Compresor submarino WGC.

21

Impulsor submarino de líquido. Son equipos submarinos que son utilizados en

las aplicaciones de inyección de agua producida o de mar, y exportación de crudo

y condensado (figura 1.17).


24

Figura 1.17. Impulsor submarino de líquido.

21

Estación maestra de control (MCS). Es un equipo superficial utilizado en pozos

con terminaciones inteligentes, que sirve para operar diferentes equipos en las

instalaciones submarinas, tales como módulos de control, unidades de potencia

hidráulica y tapas eléctricas. La comunicación se logra a través de umbilicales

electrohidráulicos que van conectados en cada equipo a operar.

Modulo de control submarino (Pod). Es un equipo submarino que sirve para el

control de pozos, y son utilizados cuando los pozos están muy lejos unos de otros,

o cuando los cabezales de los pozos productores están lejos de las plataformas.

Este equipo permite que el pozo sea controlado desde la superficie, a través del

sistema de control principal desde una plataforma.

Unidad de poder hidráulica (UPH). Es un equipo que suple de potencia

hidráulica desde la superficie, al árbol submarino. La energía hidráulica debe ser

integral y operada por la MCS o por válvulas operadas en conjunto con la MCS. El

sistema hidráulico puede vincularse directamente a la MCS de tal manera que la

MCS controle la UPH para todos los sistemas la superficie, incluyendo el sistema

del pozo. Con la MCS integrada al funcionamiento, el sistema puede ser

automatizado desde la superficie. Un sistema pod submarino requiere una UPH

para su funcionamiento, la cual puede ser implementada de forma directa al

umbilical.

1.4. Productividad de pozos.

En las operaciones de producción, el ingeniero debe tomar en cuenta lo que el

yacimiento le aporta a los pozos productores, este factor es de suma importancia

para la optimización del pozo, sistemas artificiales, selección de equipos

superficiales y para la selección de los diferentes métodos de explotación del

campo.22


25

La productividad de un yacimiento se define como el gasto de aceite o gas que

puede entregar él mismo, a una presión de fondo del pozo dada, lo cual es el

factor que afecta mayormente a la productividad de un pozo. La productividad de

un yacimiento determina el tipo de terminación, además de los sistemas artificiales

de producción a utilizar. Entre los factores de los que depende la productividad de

los yacimientos se encuentran los siguientes:

Presión del yacimiento.

Espesor y permeabilidad de la zona de interés.

Tipo de límites y distancia.

Radio del pozo.

Propiedades de los fluidos del yacimiento.

Condiciones de la vecindad del pozo.

Permeabilidades relativas del yacimiento.

La productividad de un yacimiento puede ser modelada matemáticamente con

base en los regímenes de flujo, los cuales son: flujo transitorio, flujo en estado

estacionario, y flujo en estado pseudo-estacionario. Una relación analítica entre la

presión de fondo del pozo y el gasto de producción puede ser elaborada para un

régimen de flujo dado, esta relación es llamada comportamiento de afluencia, o

IPR (Inflow Performance Relationship).23

1.4.1. Regímenes de flujo.

Cuando un pozo vertical es abierto a producir aceite a un gasto dado, se crea una

conificación o embudo, de radio r alrededor del pozo, como se muestra en la figura

1.18a con la línea punteada. En este modelo de yacimiento, la h es el espesor del

yacimiento, k es la permeabilidad horizontal efectiva al aceite del yacimiento, µo es

la viscosidad del aceite, Bo es el factor de volumen del aceite, rw es el radio del

pozo, pwf presión de fondo fluyendo del pozo, y p es la presión del yacimiento a

una distancia r de la línea central del pozo. Las líneas de flujo de la corriente en la

región cilíndrica forman un patrón de flujo horizontal radial como se muestra en la

figura 1.18b.

Flujo transitorio. Es un régimen de flujo en el que el radio de la propagación de la

onda de presión no ha alcanzado ningún límite del yacimiento, es decir, para este

régimen de flujo el cono formado por el abatimiento de la presión es muy pequeño,

en relación a las dimensiones del yacimiento. Lo anterior nos da a entender que la

variación de la presión se propaga gradualmente alejándose del pozo,

incrementando el área drenada por este, y conforme esta variación se propaga


26

hacia las fronteras externas del yacimiento, las condiciones de producción en el

pozo cambian rápidamente en función del tiempo. Así, el flujo transitorio se puede

definir como las condiciones de flujo en las cuales el cambio de presión con

respecto al tiempo en cualquier posición en el yacimiento es diferente a cero y no

es constante ([∂p/∂t] = f(x,t)≠0).23

Figura 1.18. Esquema del flujo radial en un yacimiento, (a) vista lateral, (b) vista superior.

23

Suponiendo un flujo de aceite en una sola fase en el yacimiento, muchas

soluciones analíticas han sido desarrolladas para describir el comportamiento del

flujo transitorio, mismas que están disponibles en los libros de texto clásicos como

el de Dake (1978). Frecuentemente se utiliza en ingeniería de producción una

solución a gasto constante, como se muestra en la ecuación 1.2.

𝑝𝑤𝑓 = 𝑝𝑖 −162.6 𝑞 𝐵𝑜𝜇𝑜

𝑘𝑕 log 𝑡 + 𝑙𝑜𝑔

𝑘

𝜙𝜇𝑜𝑐𝑡𝑟𝑤2− 3.23 + 0.87 𝑆 1.2

Donde:

𝑝𝑤𝑓 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑓𝑜𝑛𝑑𝑜 𝑓𝑙𝑢𝑦𝑒𝑛𝑑𝑜, [𝑝𝑠𝑖𝑎]

𝑝𝑖 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑦𝑎𝑐𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜, [𝑝𝑠𝑖𝑎]

𝑞 = 𝐺𝑎𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒, [𝑠𝑡𝑏 / 𝑑𝑖𝑎]

𝜇𝑜 = 𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒, [𝑐𝑝]

𝑘 = 𝑃𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑕𝑜𝑟𝑖𝑧𝑜𝑛𝑡𝑎𝑙 𝑒𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑎𝑙 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒. [𝑚𝐷]

𝑕 = 𝐸𝑠𝑝𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑦𝑎𝑐𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜, [𝑓𝑡]

𝑡 = 𝑇𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜, [𝑕𝑜𝑟𝑎𝑠]

𝜙 = 𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑, 𝑓𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛

𝑐𝑡 = 𝐶𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙, [𝑝𝑠𝑖−1]

𝑟𝑤 = 𝑅𝑎𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑜𝑧𝑜, [𝑓𝑡]

𝑆 = 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑑𝑎ñ𝑜

log = logaritmo base diez


27

Flujo en estado estacionario. Es definido como el régimen en el cual la presión, para cualquier punto del yacimiento, se mantiene constante en el transcurso del tiempo. Esta condición de flujo prevalece cuando la conificación mostrada en la figura 1.18 llega a una frontera con presión constante, la cual se puede definir como aquella en la que actúa fuertemente un acuífero o un pozo inyector, esto quiere decir que la presión no cambia con el tiempo ([∂p/∂t] = 0). Un esquema del yacimiento es mostrado en la figura 1.19, donde pe representa la presión de la frontera. Suponiendo flujo monofásico, la siguiente relación teórica puede ser derivada de la ley de Darcy, para un yacimiento en condiciones de flujo en estado estacionario, debido a la presión radial constante a una distancia re del pozo:

𝑞 =𝑘𝑕(𝑝𝑒 − 𝑝𝑤𝑓 )

141.2 𝐵𝑜𝜇𝑜 𝑙𝑛𝑟𝑒𝑟𝑤

+ 𝑆 1.3

Flujo en estado pseudoestacionario. En este periodo el inicio del abatimiento de presión está determinado por el tiempo, en el cual, el radio de drene ha alcanzado las fronteras externas donde no hay flujo. De ahí en adelante, como resultado de la producción, la región total drenada por el pozo comienza a ser depresionada y de este modo, el cambio de presión con respecto al tiempo a lo largo del área total de drene es constante. El flujo pseudoestacionario puede definirse como el periodo de flujo donde la presión en diferentes posiciones en el yacimiento declina linealmente en función del tiempo ([∂p/∂t] = cte.).

Figura 1.19. Esquema de un yacimiento con una frontera con presión constante.

23

Un yacimiento esquemático es mostrado en la figura 1.20, donde pe representa la presión en la frontera cerrada, o sin flujo, del yacimiento la cual puede ser una falla, una discordancia, o el área de drene de los pozos. Suponiendo flujo monofásico, la relación teórica derivada de la ley de Darcy para un yacimiento en condiciones de flujo en estado pseudoestacionario, debido a la frontera sin flujo a una distancia re del pozo es la siguiente:

𝑞 =𝑘𝑕(𝑝𝑒 − 𝑝𝑤𝑓 )


−12

+ 𝑆 1.4


28

Figura 1.20. Esquema de un yacimiento con fronteras cerradas, o sin flujo.

23

Pozos horizontales. Los regímenes de flujo también pueden existir en

yacimientos penetrados por pozos horizontales, pero para estos casos diferentes

modelos matemáticos están disponibles en la literatura. Joshi (1988) presento la

siguiente relación, considerando flujo estacionario de aceite en un plano horizontal

y estado de flujo pseudoestacionario en un plano vertical:

𝑞 =𝑘𝐻𝑕(𝑝𝑒 − 𝑝𝑤𝑓 )

141.2𝐵𝜇

𝑙𝑛

𝑎 + 𝑎2 − 𝐿 2

2

𝐿2

+𝐼𝑎𝑛𝑖 𝑕𝐿 𝑙𝑛

𝐼𝑎𝑛𝑖 𝑕𝑟𝑤(𝐼𝑎𝑛𝑖 +1)

1.5

Donde:

𝑎 = 𝐿 2 1

2+ 1

4+

𝑟𝑒𝐻

𝐿/2

4

1.6

𝐼𝑎𝑛𝑖 = 𝑘𝐻

𝑘𝑉 1.7

y

𝑘𝐻 = 𝑃𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑕𝑜𝑟𝑖𝑧𝑜𝑛𝑡𝑎𝑙 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜, [𝑚𝐷].

𝑘𝑉 = 𝑃𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑣𝑒𝑟𝑡𝑖𝑐𝑎𝑙 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜, [𝑚𝐷].

𝑟𝑒𝐻 = 𝑅𝑎𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑟𝑒𝑛𝑒, 𝑓𝑡 .

𝐿 = 𝑙𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑜𝑧𝑜 𝑕𝑜𝑟𝑖𝑧𝑜𝑛𝑡𝑎𝑙 (𝐿 /2 < 0.9 𝑟𝑒𝐻), [𝑓𝑡].

1.4.2. Comportamiento de afluencia.

Han sido muchos los trabajos elaborados para obtener modelos matemáticos

capaces de describir el comportamiento de afluencia, entre los cuales se

encuentra el de Vogel (1968), quien usó un modelo matemático para generar las


29

curvas de comportamiento de afluencia de un yacimiento saturado hipotético, para

varias condiciones en pozos verticales. Vogel estandarizó el cálculo de IPR, este

modelo fue adoptado en la industria porque era simple y mostraba buenos

resultados. En 1973, Fetkovich analizó datos experimentales de 40 pozos

productores en 6 campos diferentes, este estudio fue de gran provecho para

predecir el IPR para 3 tipos de producción. También llegó a la conclusión de que el

comportamiento de la presión en pozos de gas puede ser usado para pozos de

aceite con una saturación de gas mayor a la crítica.

Wiggins et al. en 1992, usó cuatro casos para diferentes permeabilidades relativas

y datos de propiedades de los fluidos para el modelo de pozos verticales, este

estudio se hizo para predecir la curva de IPR para 3 fases, aceite, gas y agua. La

ecuación desarrollada por Wiggins es similar a la desarrollada por Vogel, la cual

tiene un coeficiente parabólico. La ecuación se generó para yacimientos

saturados, y no se analizan los efectos por viscosidad.

Klins y Clark en 1993, propusieron un IPR similar a la estructura de la ecuación de

Vogel, pero en esta nueva ecuación se introduce un nuevo factor “d”, asumiendo

constante el exponente parabólico, mismo que depende de la presión de burbuja y

de la presión de yacimiento. El coeficiente parabólico solo varía poco en

comparación con el modelo de Vogel.

Algunos autores como Mutalik et al. (1988); Babu y Odeh (1988); y Kuchuk et al.

(1988), desarrollaron cálculos para flujo en pozos horizontales en una sola fase

para estado estacionario. Plahn et al. realizó en 1987, un primer estudio para flujo

multifásico en pozos horizontales, para yacimientos de gas, y generó un conjunto

de curvas tipo para estimar la homogeneidad e isotropía del yacimiento. Ellos

usaron un simulador de yacimientos, con el cual desarrollaron las curvas para un

amplio rango de propiedades de fluidos y roca, así como de dimensiones de

pozos. Sin embargo usaron demasiadas suposiciones, con lo que dificultaron la

generalización de la aplicación de este modelo.

Wiggins y Wang (2005), investigaron el comportamiento de la presión para pozos

horizontales de aceite, con una penetración total al fondo del pozo, y produciendo

con varios patrones de flujo. Basados en el análisis de una regresión lineal de

simulaciones de yacimientos, dos IPR empíricas fueron desarrolladas para estimar

el comportamiento del pozo, además de una IPR futura para estimar el

comportamiento de la presión.

El IPR es usado para evaluar la capacidad de entrega del yacimiento, y su curva

es la representación de la relación entre la presión de fondo fluyendo (Pwf) y el


30

gasto de producción de líquido. La magnitud de la pendiente en una curva de IPR

es llamada “índice de productividad” (IP o J)19, esto es:

𝐽 =𝑞

𝑝𝑒−𝑝𝑤𝑓 1.7

Donde:

J= Índice de productividad.

q= gasto de producción de líquido.

Pe= Presión estática del yacimiento.

Pwf= Presión de fondo fluyendo.

Las curvas de IPR de los pozos, son usualmente construidas usando modelos de

afluencia del yacimiento, los cuales pueden tener bases teóricas o empíricas, pero

es muy importante la validación de estos modelos con datos medidos en campo.

Los modelos de afluencia mostrados en las ecuaciones 1.2, 1.3, 1.4, y 1.5, son

resultado de asumir un flujo de una sola fase líquida, lo cual es válido para

yacimientos bajosaturados, o porciones de yacimientos con una presión por

encima de la presión de burbuja. Para estas ecuaciones se define el índice de

productividad (J), como sigue:

𝐽 =𝑞

(𝑝𝑖 − 𝑝𝑤𝑓 )=

𝑘𝑕

162.6 𝑞 𝐵𝑜𝜇𝑜 log 𝑡 + 𝑙𝑜𝑔𝑘

𝜙𝜇𝑜𝑐𝑡𝑟𝑤2− 3.23 + 0.87 𝑆

1.8

para flujo radial en estado transitorio alrededor de un pozo vertical,

𝐽 =𝑞

(𝑝𝑒 − 𝑝𝑤𝑓 )=

𝑘𝑕


+ 𝑆 1.9

para flujo radial en estado estacionario alrededor de un pozo vertical,

𝐽 =𝑞


𝑘𝑕


−12 + 𝑆

1.10

para flujo radial en estado pseudoestacionario alrededor de un pozo vertical, y,

𝐽 =𝑞


𝑘𝐻𝑕

141.2𝐵𝜇

𝑙𝑛

𝑎 + 𝑎2 − 𝐿 2

2

𝐿2

+𝐼𝑎𝑛𝑖 𝑕𝐿

𝑙𝑛 𝐼𝑎𝑛𝑖 𝑕

𝑟𝑤 (𝐼𝑎𝑛𝑖 +1)

1.11


31

para flujo en estado estacionario alrededor de un pozo horizontal.

Como el índice de productividad J, para presiones por encima de la presión de

burbuja es independiente del gasto de producción, la curva de IPR para un

yacimiento de una sola fase líquida es una línea recta, misma que es elaborada

con presiones que van desde la presión del yacimiento hasta la presión de

burbuja (gráfica 1.4a).

Por debajo de la presión de burbuja el gas en solución es liberado, y empieza a

ocupar porciones del espacio poroso, lo que reduce el flujo de aceite. Este efecto

es cuantificado por la reducción de la permeabilidad relativa, e incluso la

viscosidad del aceite se ve incrementada con las caídas de contenido de gas. La

combinación de estos dos efectos da como resultado una baja producción de

aceite, para una dada presión de fondo. Esto provoca que la curva de IPR se

desvíe de su tendencia lineal (gráfica 1.4b), y entre más baja sea la presión, más

grande será la desviación presentada. Si inicialmente un yacimiento presenta una

presión menor a la de burbuja, un flujo de dos fases existirá (gas y aceite), y

dominará, en todo el yacimiento, por lo que normalmente estos yacimientos son

conocidos comúnmente como “yacimientos de dos fases”.

Gráfica 1.4. Curva de IPR típica de un yacimiento con py>pb (a), y con py<pb (b).

22

Para el modelado del IPR de yacimientos de dos fases, solo existen disponibles

ecuaciones empíricas, incluyendo la ecuación de Vogel (1968) extendida por

Standing (1971), la ecuación de Fetkovitch (1973), la ecuación de Bandakhlia y

Aziz (1989), la ecuación de Zhang (1992), y la ecuación de Retnanto y

Economides (1998). La ecuación de Vogel es la más ampliamente usada en la

industria y se representa como sigue:


32

𝑞 = 𝑞𝑚á𝑥 1 − 0.2 𝑝𝑤𝑓

𝑝 − 0.8

𝑝𝑤𝑓

𝑝

2

1.12

o

𝑝𝑤𝑓 = 0.125 𝑝 81 − 80 𝑞

𝑞𝑚á𝑥 − 1 1.13

donde 𝑞𝑚á𝑥 es una constante empírica y su valor representa el máximo valor

posible para la productividad del yacimiento. 𝑞𝑚á𝑥 puede ser estimado

teóricamente con base en la presión del yacimiento y el índice de productividad

por encima de la pb, para flujo en estado pseudoestacionario, la ecuación es la

siguiente:

𝑞𝑚á𝑥 =𝐽𝑝

1.8 1.14

La ecuación de Fetkovich esta expresada como sigue:

𝑞 = 𝑞𝑚á𝑥 1 − 𝑝𝑤𝑓

𝑝

2

𝑛

1.15

Nuevamente estas ecuaciones son válidas para una presión promedio del

yacimiento, y una presión por debajo de la presión de burbuja. Por último, cabe

estacar que los ingenieros de producción deben hacer la selección de los modelos

basándose en la mejor estimación de las condiciones de su yacimiento, esto es,

régimen de flujo y nivel de presión. Los modelos seleccionados deben ser

validados con datos actuales de gasto de producción y presiones del fondo del

pozo.

1.5. Predicción de la viscosidad en aceites pesados.

Los crudos pesados presentan serios problemas en el flujo multifásico vertical, en

general, si la viscosidad del líquido es mayor a 10 [cp] (aproximadamente

equivalente a 30 [ºAPI] a 100 [ºF]), las caídas de presión por unidad de longitud de

tubería, para el flujo multifásico, aumentan conforme aumenta la viscosidad del

líquido.19

La viscosidad de un líquido varía dependiendo de la temperatura, presión,

densidad, gas en solución, entre otras variables, incluyendo la composición,

aunque la temperatura juega un papel importante en dicha variación, como se

muestra en la gráfica 1.5.


33

Gráfica 1.5. Comportamiento de la viscosidad en función de la temperatura.

25

Como se puede ver, la viscosidad es una de las propiedades claves en el

transporte, diseño de instalaciones superficiales, subsuperficiales, y de la

simulación del flujo de aceites pesados. Las correlaciones para determinar la

viscosidad de aceites pesados se puede dividir en tres categorías: viscosidad del

aceite muerto (µOD), viscosidad en el punto de burbuja (µOB) y viscosidad del aceite

bajosaturado (µO).

Correlaciones de viscosidad para aceite muerto. Esta viscosidad del aceite, es

la que representa el fluido cuando se encuentra en la cabeza del pozo, es decir, el

aceite que se encuentra a condiciones estándar y ya no liberará gas en solución.

Correlación para aceites pesados de Egbogah-Jacks.

𝜇𝑜𝐷 = 10 1.90296−0.012619∗°𝐴𝑃𝐼−0.61748∗𝑙𝑜𝑔𝑇 1.16

Correlación para aceites extra.pesados de Egbogah-Jacks.

𝜇𝑜𝐷 = 10 2.06492−0.0179∗°𝐴𝑃𝐼−0.70226∗𝑙𝑜𝑔𝑇 1.17

Correlaciones de viscosidad en el punto de burbuja. La viscosidad que se

calcula con estas correlaciones, es cuando la presión a la que se encuentra el

aceite es igual a la presión de burbuja del fluido. Es decir cuando el aceite libera la

primera burbuja de gas.


34

Correlación para aceites pesados de Kartoatmodjo.

𝜇𝑜𝐵 = −0.6311 + 1.078 ∗ 𝐹 − 0.003652 ∗ 𝐹2 1.18

Donde:

𝐹 = 0.2478 + 0.6114𝑥10−0.000845 ∗𝑅𝑠 ∗ 𝜇𝑂𝐵 0.4731+0.5158𝑥10−0.00081 ∗𝑅𝑠 1.19

Correlación para aceites extra pesados de Kartoatmodjo.

𝜇𝑜𝐵 = 2.3945 + 0.8927 ∗ 𝐹 − 0.001567 ∗ 𝐹2 1.20

Donde:

𝐹 = 0.0335 + 1.0785𝑥10−0.000845 ∗𝑅𝑠 ∗ 𝜇𝑂𝐵 −0.000845∗𝑅𝑠 1.21

Correlaciones de viscosidad para aceite bajosaturado. Es cuando la presión a

la que se encuentra el aceite es menor a la presión de burbuja del fluido. Es decir

cuando el aceite se encuentra en dos fases.

Correlación de aceites pesados de Kartoatmodjo.

𝜇𝑂 = 0.9886 ∗ 𝜇𝑂𝐵 + 0.002763 ∗ 𝑃 − 𝑃𝑏 ∗ −0.1153 ∗ 𝜇𝑂𝐵1.7933 + 0.0316 ∗ 𝜇𝑂𝐵

1.7931.59393

1.22

Correlación de aceites extra pesados de Labedi.

𝜇𝑜 = 𝜇𝑜𝑙 − 1 −𝑃

𝑃𝑏

10−2.29 ∗ 𝜇𝑜𝑑1.055 ∗ 𝑃𝑏0.3132

100.0099∗°𝐴𝑃𝐼 1.23

Donde:

µOl : es la viscosidad del fluido saturado.

P: presión a la que se encuentra el fluido.

Pb: presión de burbuja.

Estas correlaciones son muy útiles, debido a que el comportamiento de la

viscosidad para aceites pesados es muy diferente a la de los aceites ligeros, por lo

que los modelos anteriores tienen la ventaja de presentar un mejor modelado para

las viscosidades de los crudos pesados, con lo que se obtiene una mejor

predicción del comportamiento de dicha propiedad para diferentes condiciones.


35

REFERENCIAS:

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2. Felipe Maciel, ” Siri ganhará plataformas”, Brasil, Energia hoje 2009.

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14. “SeaFlex Riser Technologies”, Kongsberg Gruppen, 2010. 15. “Transformer Wellhead System, Build efficiency”, USA. Weaterford, 2009. 16. “Marine Riser Systems: Chevron Texaco-BP Training Alliance”, Vetco Gray,

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21. Stuart L. Scott, Deepak Devegowda, Martin M. Ana, “Assessment of subsea

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22. S. Gasbarry, V. Martínez, J.A. García, R. Pinto, L. García, C.J. Gil, “Inflow

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23. Boyun Guo, William C. Lyons, Ali Ghalambor, “Petrolewm production

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24. Kermit E. Brown, Dale Beggs, “The technology of artificial lift methods”,

Pennwell Books. Vol. 1. Oklahoma.

25. “Heavy oil info”, schlumberger, 2010.

CAPITULO II Problemática en la producción de hidrocarburos pesados.

36

CAPÍTULO II

PROBLEMÁTICA EN LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS

PESADOS

La creciente demanda de hidrocarburos requiere la explotación de crudos pesados

y extrapesados, de los cuales su explotación es reducida debido a su alta

viscosidad y alto contenido de metales pesados, así como de heteroátomos (es

decir cualquier átomo que no sea carbono o hidrogeno, en la industria

comúnmente S, O, N). Estas propiedades dificultan la producción, transporte y

refinación de los mismos.

El petróleo en su estado natural es una mezcla de compuestos orgánicos de

estructura variada y de pesos moleculares diferentes, lo cual lleva al diseño de

métodos de análisis y procesamiento acordes con la complejidad del crudo y

considerando los productos que se desean obtener. En general, es posible

agrupar los constituyentes del petróleo en cuatro grupos orgánicos bien definidos:

a) Saturados, b) Aromáticos, c) Resinas y d) Asfaltenos; este conjunto es conocido

como SARA. El estudio de la fracción pesada del crudo (asfaltenos) se ha

incrementado en los últimos años debido a los problemas que estos representan

en los procesos de producción y transporte.

Los hidrocarburos, tanto ligeros como pesados presentan, además, una serie de

fenómenos complejos de fase y transporte derivados de la presencia tanto de

hidrocarburos ligeros (disueltos en el aceite a condiciones de yacimiento), y

fracciones pesadas (generalmente inestables una vez que el aceite es producido).

Este delicado balance composicional se rompe una vez que el pozo es puesto a

producir, debido a las grandes caídas de presión del flujo, lo que genera la

expansión súbita y consecuentemente segregación de condensados intermedios y

hasta la precipitación de parafinas, asfaltenos e hidratos de metano, mismos que

pueden obturar los poros de la formación productora, o la sección transversal del

pozo o ducto de transporte, restringiendo el flujo del aceite producido. Por lo cual

es de vital importancia conocer la naturaleza de estos compuestos, para

determinar estrategias que ayuden al mejoramiento del flujo de los hidrocarburos,

mismas que deben ser económicamente rentables.

La descripción de de la estructura de los componentes con mayor masa molecular

y más polares, parafinas y asfaltenos, puede ayudar a desarrollar métodos para el

transporte de los hidrocarburos, debido a que los asfaltenos son responsables de


37

la alta viscosidad del crudo pesado, y las resinas tienen influencia en la reología,

altamente ligada al papel de los asfaltenos.

La remoción de parafinas y asfaltenos de un pozo o líneas de flujo, deben ser

considerados seriamente debido a los altos costos de operación que ellos

generan, y se deben conocer dos aspectos muy importantes, que son: a) Las

condiciones de operación bajo las cuales se presenta la precipitación de parafinas

en el pozo, y b) Los porcentajes de depósito estimados; para determinar los costos

asociados con la remoción de estos.

Es importante tener un control adecuado de la explotación de hidrocarburos, por lo

que el ingeniero petrolero se apoya en un conjunto de actividades orientadas a la

aportación de soluciones integrales a la problemática de formación de

obstrucciones al flujo en el sistema yacimiento-pozo-instalaciones, así como la

adecuación de los sistemas de producción (pozo y redes de recolección) de forma

tal que se garantice el flujo de los hidrocarburos desde el yacimiento hasta las

instalaciones de producción, lo cual es definido como aseguramiento de flujo.

El aseguramiento de flujo se puede dividir en:

1. Caracterización de yacimientos.

2. Simulación de yacimientos.

3. Perforación, terminación y reparación de pozos.

4. Productividad de pozos.

5. Sistemas e instalaciones de producción.

6. Prevención y control de la corrosión.

Los riesgos operacionales más severos en instalaciones costa afuera son los

asociados con la transportación multifásica de fluidos. Cuando agua, aceite y gas

están fluyendo simultáneamente dentro de las tuberías, existe una gran posibilidad

de que se presenten problemas tales como:

El agua y los hidrocarburos pueden formar hidratos y bloquear la línea de flujo;

Las parafinas y asfaltenos pueden depositarse en las paredes de la tubería y

eventualmente bloquearla;

Con un alto corte de agua puede haber corrosión;

Con los cambios de temperatura y presión a lo largo de la tubería y/o con

mezclas de agua incompatible, se pueden formar escamas o incrustaciones,

depositarse dentro de la tubería y restringir el flujo;


38

Severo bacheo puede formarse dentro de la tubería y provocar problemas

operacionales para las instalaciones corriente abajo.

De esta manera, los retos a los que los ingenieros deben hacer frente son: como

diseñar los sistemas submarinos y tubería para asegurar que los fluidos sean

transportados de manera segura y económica desde el fondo de los pozos hasta

las plantas de procesamiento. La práctica de identificación, cuantificación, y

mitigación de todos los riesgos de flujo asociados con las tuberías y sistemas

submarinos, es llamada aseguramiento de flujo. Este tipo de prácticas son críticas

para los sistemas y tuberías en aguas profundas.

Cuando la tubería está sumergida en un tirante grande de agua, si no está

protegida con un aislante térmico alrededor de su pared, el fluido que está siendo

transportado perderá rápidamente su temperatura, perdiéndola hacia el agua, lo

cual es especialmente verdadero cuando la corriente de agua alrededor de la

tubería es fuerte. Con una tubería sin aislante térmico el coeficiente de

transferencia de calor hacia fuera de la pared de la tubería puede ser significativo,

debido a la convección forzada por el movimiento del mar (corriente). Si la

temperatura del fluido dentro de la tubería es muy baja debido a la pérdida calor,

el agua y los hidrocarburos (aceite y gas) pueden formar hidratos y bloquear el

flujo. Además, si la temperatura del fluido es lo suficientemente baja, las parafinas

pueden empezar a precipitar y depositarse en la pared de la tubería. Por lo que

una efectiva preservación de la temperatura del fluido es uno de los más

importantes parámetros de diseño para las tuberías instaladas costafuera.

En aguas profundas la tubería de la línea de flujo es normalmente seguida por un

riser de producción, que va desde el fondo del mar hasta las instalaciones de

procesamiento en la superficie, por lo que el largo del riser estará dado en función

del tirante de agua, lo que tendrá repercusión en la presión de operación de la

tubería. Para una misma temperatura de fluido, con mayor presión de operación

es más fácil que los fluidos formen hidratos. Con un sistema de producción con

tubería y riser, si las condiciones de flujo son tales que permitan la existencia de

bacheo severo, este será proporcional a la longitud del riser.

La forma de optimizar el diseño del sistema integral de producción para mitigar los

problemas presentes es un reto. Los riesgos presentes en la producción de

hidrocarburos pueden ser manejados a través de robustos sistemas de diseño,

tales como el aislamiento térmico robusto, materiales de alto grado de resistencia

y sofisticados sistemas de mitigación.


39

2.1. Muestreo y caracterización de los fluidos.

Uno de los pasos más importantes en la identificación y cuantificación de los

posibles riesgos presentes a lo largo del sistema integral de producción, es el

muestreo de los fluidos. Del muestreo del fluido se debe determinar: la

composición, si existe la posibilidad de depósito de parafinas, que tan alto es el

potencial de depósito de asfaltenos (alto, medio o bajo), si el fluido se volverá gel

después de un cierre en el sistema con una temperatura suficientemente baja, y

cuanta energía será necesaria para romper el gel y re-movilizar el fluido. Todos

estos campos solo pueden ser determinados en el laboratorio mediante pruebas

de circulación del fluido muestreado, por lo que es de suma importancia obtener

una muestra representativa del fluido que estará siendo transportado en la tubería.

No importa que tan exactas sean las mediciones e interpretaciones hechas en el

laboratorio, si el fluido no es representativo de nada servirán, y se llegará a

conclusiones erróneas. Cualquier estrategia de mitigación basada en conclusiones

erróneas no trabajará efectivamente y se tendrán severos problemas operativos

en los sistemas submarinos y tubería.

Las muestras de agua son sumamente críticas para establecer los posibles

riesgos, tales como formación de escamas, tendencias a formar hidratos,

corrosión, compatibilidad con agua de otros intervalos productores o agua a

inyectar a la formación, metalurgia de los materiales, y diseño de los equipos para

el manejo del agua producida. Este es uno de los especiales retos asociados con

la evaluación de riesgos presentes en el aseguramiento de flujo, ya que no se

cuenta con muestreo del agua de la formación, debido a que los pozos

exploratorios nunca alcanzan los acuíferos. Sin muestras de agua de formación es

muy difícil hacer evaluaciones exactas de los riesgos en el aseguramiento de flujo.

En muchas ocasiones son usadas las muestras de agua de campos cercanos, las

cuales dan como resultado grandes niveles de incertidumbre en el desarrollo de

las estrategias de mitigación.

2.1.1. Muestreo de los fluidos.

Existen muchas discusiones en la literatura concernientes con el muestreo y

manejo de fluidos (API RP 44, RP 45, Ostrof, 1979, Chancey, 1987). Las muestras

de fluido pueden ser obtenidas del fondo del pozo y/o del separador en superficie.

Las muestras tomadas del fondo del pozo son las muestras primarias para las

mediciones PVT, y las muestras obtenidas del separador usualmente son tratadas

o recombinadas para ser utilizadas como muestras bulk (en bruto), para el diseño


40

del procesamiento o del yacimiento. El recolectar dos muestras del fondo del pozo

y una que sirva como respaldo, además de tres muestras de un galón tomadas del

separador, es una buena práctica.

Para el planeamiento del muestreo de los fluidos, es importante saber los pros y

contras de las herramientas de muestreo disponibles, si se tomará la muestra con

equipo bajado con sarta de perforación o con cable de acero; si es con cable de

acero, se debe saber si se utilizará un instrumento de caracterización del

yacimiento o un probador dinámico modular de la formación. La clave es saber de

qué manera tendremos una muestra representativa del fluido a condiciones de la

formación, como transportarla a la superficie sin que sufra alteraciones y de esta

manera poder realizar las mediciones y análisis en el laboratorio. Para lograr esto

es importante obtener las muestras de fluido de la principal zona productora.

Se deben determinar las zonas en las que se pueden tomar las muestras, debido

a que estas no deben contener agua. Si no existen zonas libres de corte de agua,

el pozo debe cerrarse paraqué se asiente el agua, y de esta forma poder tomar las

muestras de aceite. Cuando se han determinado dichas zonas, el siguiente paso

es asegurarse que la muestra se tomará con la mínima contaminación de lodo de

perforación, ya que como se sabe, durante la perforación, los fluidos de

perforación penetran en la formación generando un daño, por lo que se debe

contar con una herramienta que sea capaz de tomar muestras de la zona virgen,

es decir de la zona en la que el filtrado del lodo de perforación no llegó. Como esto

es muy difícil de conseguir, la herramienta para el muestreo debe ser capaz de

determinar el nivel de contaminación encontrado, para saber si las muestras son

aceptables. Cuando los fluidos están fluyendo hacia la herramienta, las caídas de

presión entre la presión de la formación y la cámara de muestreo deben ser

mínimas, para evitar el cambio de fases de los fluidos durante el muestreo, debido

a que el gas que se encuentra en solución dentro del aceite puede ser liberado si

se tiene una presión por debajo de la presión de burbuja, o el gas puede salir de la

herramienta durante la transportación. Además también es importante asegurarse

de que no haya depósito de sólidos, como asfaltenos, ya que estos pueden

adherirse a la pared de la cámara de muestreo y no ser completamente

recuperados. De otra manera los fluidos recobrados no representaran con

precisión a los encontrados en la formación.

Cuando las muestras de los fluidos son transportadas de la formación a la

superficie, la presión de los fluidos puede caer debido a la caída de su


41

temperatura, con lo que se puede alcanzar la presión de burbuja, si esto ocurrió o

no, debe ser determinado en superficie.

2.1.2. Mediciones PVT.

Cuando las muestras de los fluidos están en el laboratorio, numerosas pruebas

son hechas para determinar las propiedades de los fluidos. Análisis

composicionales de las muestras del fondo del pozo son realizadas por lo menos

hasta C36+, incluyendo densidad y peso molecular de los heptanos plus. Las

relaciones presión-volumen son determinadas a la presión del yacimiento con una

expansión a masa constante. Estas mediciones proveen la compresibilidad del

aceite, presión de saturación, densidad del aceite en una fase, y volúmenes de

cada fase.

Los siguientes parámetros son determinados normalmente para un aceite negro:

Densidad del aceite en el tanque de almacenamiento (densidad API).

Presión de burbuja.

Relación gas-aceite.

Compresibilidad del aceite con gas disuelto.

Densidad del fluido en el punto de burbuja.

Densidad del aceite en el yacimiento.

Composición del gas.

Densidad especifica del gas.

Composición del fluido en el yacimiento.

2.1.3. Análisis especiales para el aseguramiento de flujo.

Otras mediciones distintas a la PVT son realizadas específicamente para el

análisis del aseguramiento de flujo, para la deposición de parafinas se realiza un

análisis composicional hasta el C70+. Normalmente se realizan mediciones de la

temperatura de aparición de las parafinas (WAT) para los aceites muertos, gasto

de rompimiento, punto de escurrimiento, peso molecular, y número de acidez total.

Para el análisis de los asfaltenos, su titulación se lleva a cabo con el fin de

determinar su estabilidad. La titulación del aceite en el tanque de almacenamiento

se hace normalmente con n-heptano o n-pentano mientras se monitorea el

porcentaje de asfaltenos precipitados para determinar la estabilidad. Si aceite

ligero y pesado son mezclados durante la transportación, se requieren pruebas


42

que determinen la tendencia de precipitación de asfaltenos debido a dicha mezcla

de aceites.

Incluso deben realizarse pruebas para determinar la tendencia a formar espumas

y emulsiones. Lo anterior es importante para evaluar la estabilidad de la emulsión

agua-aceite ante el efecto de cizalleo provocado por el bombeo y mecanismos de

levantamiento artificial, además es deseable medir la viscosidad de la emulsión a

condiciones de operación y a condiciones del fondo del mar, utilizando un corte de

agua entre 0 y 100%. Los modelos existentes para la viscosidad de las

emulsiones no son universales, y diferentes tipos de aceites tienen un

comportamiento reológico muy diferente, por tanto, es importante medir la

viscosidad de la emulsión en el laboratorio. Las mediciones hechas a emulsiones

de agua-aceite vivo son muy caras, y solo pocos laboratorios están capacitados

para hacer estas pruebas. Existen incluso pruebas para determinar con las

muestras de agua, si existirá corrosión, o formación de escamas.

2.1.4. Caracterización del fluido.

La aplicación de ecuaciones de estado y caracterización de los fluidos han sido

ampliamente discutidas en las últimas décadas, y exelentes artículos están

disponibles en la literatura (Katz y Firoozabadi, 1998; Pedersen et al., 1985, 1989,

1992, 2001; Riazi y Daubert, 1980; Huron y Vidal, 1979; Mathias y Copeman,

1983; Peneloux et al., 1982; Peng y Robinson, 1976, 1978; Reid et al., 1977;

Soabe, 1972; Sorensen et al., 2002; y Tsonopoulos et al., 1986).

No importa cuántas pruebas hagamos, los parámetros medidos no podrán cubrir

los rangos de aplicación que se necesitan, debido a eso, el modelado de los

fluidos (con ecuaciones de estado) puede predecir el comportamiento PVT de los

fluidos para diferentes condiciones de temperatura y presión, lo cual es necesario

para el diseño de la tubería. Normalmente son utilizadas las ecuaciones cubicas

de estado, como la SRK (Soave-Redlich-Kwong) (Soave, 1972), PR (Peng-

Robinson) (Peng y Robinson, 1976), y PR modificado (Peng y Robinson, 1978).

Estos modelos pueden predecir con precisión el comportamiento de los fluidos,

con presiones que cubren el rango desde las condiciones del yacimiento hasta las

condiciones de procesamiento en la superficie, y de las temperaturas

comprendidas desde el pozo hasta las presentes en el lecho marino.

Para desarrollar un modelo con el cual se pueda predecir el comportamiento PVT

de una mezcla de condensado de gas y aceite, usando una ecuación cubica de


43

estado, es necesario conocer la temperatura crítica, la presión crítica, y el factor

acéntrico para cada componente de la mezcla, pero, desafortunadamente este tipo

de mezcla contiene miles de diferentes componentes, por lo que no es práctico

desarrollar un modelo que cubra individualmente a todos los componentes.

Algunos de los componentes pueden ser agrupados y representados como

pseudocomponentes. Una aproximación común es caracterizar los fluidos usando

el C7+, con lo que se representa a los hidrocarburos que tienen siete o más

átomos de carbono, obteniendo un número razonable de pseudocomponentes.

Para cada pseudocomponente, los parámetros presión crítica, temperatura crítica

y factor acéntrico están determinados (Pedersen et al., 1992). Los modelos

caracterizados son entonces cuidadosamente afinados, o ajustados, usando los

parámetros PVT obtenidos de las mediciones de laboratorio.

2.2. Impactos provocados por el agua producida.

En las tuberías productoras en costa afuera, normalmente existe una mezcla de

agua, aceite y gas, ya que en los yacimientos siempre existirá agua, misma que

contiene disueltos varios compuestos químicos y gases de la formación, e incluso

puede contener impurezas y sólidos en suspensión.

Dentro del yacimiento, el agua y los compuestos químicos se encuentran

usualmente en equilibrio, pero al ser producida, el equilibrio es destruido debido a

los cambios de presión y temperatura existentes en la tubería, por lo que algunos

compuestos se vuelven insolubles, comienzan a precipitarse y forman todo tipo de

escamas.

Cuando el agua libre tiene contacto con la pared de la tubería, comienza a disolver

el metal provocando problemas de corrosión en la tubería, además si el agua esta

fluyendo junto gas, a ciertas condiciones de presión y temperatura, pueden formar

hidratos, los cuales son potenciales bloqueadores de flujo en la tubería.

Un apropiado muestreo, manejo y análisis del agua es crítico para una buena

evaluación de riesgos en el aseguramiento de flujo. Muchas propiedades del agua

como la disolución de gases, sólidos en suspensión, y PH, varían con respecto al

tiempo, temperatura y presión, por tanto, es necesario realizar análisis en el pozo

y en el laboratorio para tener un análisis más preciso (API RP 45, 1968, Ostroff,

1979). Los principales iones en el agua son listados a continuación:


44

a) Iones con carga negativa (aniones):

Cloruro 𝐶𝑙−

Sulfuro 𝐻𝑆−

Sulfato 𝑆𝑂4−2

Bromuro 𝐵𝑟−

Bicarbonato 𝐻𝐶𝑂3−

Carbonato 𝐶𝑂3−2

b) Iones con carga positiva (cationes):

Sodio 𝑁𝑎+

Potasio 𝐾+

Calcio 𝐶𝑎+2

Magnesio 𝑀𝑔+2

Estroncio 𝑆𝑟+2

Bario 𝐵𝑎+2

Hierro 𝐹𝑒+2 𝑦 𝐹𝑒+3

Aluminio 𝐴𝑙+3

Los cationes y aniones pueden combinarse y formar diferentes substancias,

además, cuando la presión y la temperatura cambian, la solubilidad para cada ion

también cambia. El exceso de iones precipita, formando sólidos, como escamas,

por ejemplo el calcio y el carbonato formarán una incrustación de carbonato de

calcio.

𝐶𝑎+2 + 𝐶𝑂3−2 → 𝐶𝑎𝐶𝑂3 ↓

El agua con sales disueltas es un excelente electrolito que es requerido para que

la corrosión no ocurra, pero si el nivel de agua libre dentro de la tubería es lo

suficientemente elevado como para mojar la pared de la tubería, habrá corrosión,

y entre más sales o iones existan en el agua, más conductiva va a ser, y la

corrosión será mayor.

Cuando el agua está mezclada con gas a cierta presión y temperatura, los hidratos

se pueden formar, los cuales son sólidos, con una apariencia similar al hielo,

normalmente las condiciones son una baja temperatura del fluido y una alta

presión en la tubería. Si los hidratos se forman dentro de la tubería, el flujo dentro

de la misma se verá bloqueado por los hidratos, y cuando esto ocurre pueden

pasar semanas o hasta meses para que los hidratos sean disociados.


45

2.2.1. Hidratos de gas.

Los hidratos de gas son compuestos cristalinos que se forman cuando pequeñas

moléculas de gas entran en contacto con agua a ciertas temperaturas y presiones.

Las propiedades físicas de los hidratos son similares a las del hielo (Sloan, 1998),

pero los hidratos pueden formarse a temperaturas alrededor de 32 [ºF] en

sistemas presurizados. Comúnmente los hidratos encontrados están compuestos

por agua y moléculas ligeras de gas, como metano, etano, propano, dióxido de

carbono y sulfuro de hidrogeno.

Existen tres estructuras cristalinas identificadas (Sloan, 1998), las cuales son

llamadas estructura I, II, y H, de las cuales las estructuras I y II tienen sus

propiedades bien definidas, pero la estructura H es relativamente nueva, por lo

cual sus propiedades están poco definidas. Todos los hidratos contienen mucho

gas, por lo que muchas investigaciones están siendo conducidas para estudiar los

hidratos como un potencial recurso energético (Makogon, 1997).

Para ciertas condiciones de presión y temperatura, cuando las moléculas de agua

forman estructuras que consisten en cavidades, pequeñas moléculas de gas

entran en las cavidades para formar los hidratos, pero la forma en la que las

moléculas de gas entran en las cavidades, y como son formados los hidratos no

ha sido entendido completamente (Sloan, 1998). Sin embargo se cree que la

formación de los núcleos de los hidratos usualmente ocurre en la interface gas-

agua, y los cristales después crecen por la adsorción de moléculas de agua y gas

en la superficie (Makogon, 1997). La rapidez en la que los hidratos pueden

formarse y crecer va a depender sobre todo del flujo difusivo de las moléculas de

gas y agua. Si el hidrato se forma en la interface gas-agua, y las moléculas de gas

y agua son abundantes, los hidratos tendrán el más alto crecimiento (Makogo,

1997). Esto es el porqué del bloqueo por hidratos cuando se reinicia el flujo en la

tubería, para lo cual se requiere flujo turbulento y agitación para mejorar el flujo de

moléculas de gas y agua.

Los hidratos son como sólidos, y sus propiedades físicas son similares a las del

hielo. Cuando los hidratos se forman dentro de la tubería, el flujo puede ser

bloqueado por tapones de hidratos, una vez que el tapón está formado, puede

tomar semanas o meses disociar dicho tapón, por lo cual es muy importante

diseñar y operar un sistema libre de riesgos asociados a los hidratos. Los hidratos

pueden formarse fácilmente corriente abajo del estrangulador, donde la


46

temperatura del fluido puede caer dentro de la región de formación de hidratos,

debido al enfriamiento por el efecto Joule-Thompson.

2.2.2. Curva de formación de los hidratos de gas.

La gráfica 2.1 muestra una curva típica de hidratos de gas, en la que en el lado

izquierdo se encuentra la región de formación de hidratos, cuando la presión y

temperatura se encuentran dentro de esta región el agua y gas comenzaran a

formar hidratos; En el lado derecho se encuentra la región libre de presencia de

hidratos, es decir, cuando la presión y temperatura se encuentran en esta región

no se formaran hidratos. Son pocos los factores que tienen un impacto sobre la

curva de los hidratos, en especial la composición de los fluidos, la composición del

agua y la salinidad del agua. Si se incrementa la salinidad del agua la curva

cambia, reduciendo la región de formación de hidratos.

Se puede observar en la gráfica 2.1, que con un sistema que se encuentre

inicialmente en la región con ausencia de hidratos, si se va incrementando la

presión isotérmicamente, se entrará a la región con presencia de hidratos, es decir

los hidratos se formarían, y ocurre lo mismo si se reduce la temperatura

isobáricamente. La curva de los hidratos, la cual se puede obtener por medio de

software PVT, es muy útil para el diseño de tuberías y operaciones submarinas, ya

que provee las condiciones de presión y temperatura que se deben mantener para

evitar la formación de los hidratos. La clave para obtener una curva de los

hidratos es contar con una precisa composición del agua de la formación y de los

hidrocarburos, por lo tanto, nuevamente se tiene que un muestreo y análisis de los

fluidos producidos es de vital importancia, ya que si la temperatura de formación

de los hidratos es conservadoramente sobreestimada, por unos pocos grados,

millones de dólares pueden ser desperdiciados en el diseño del aislamiento

térmico.

2.2.3. Inhibidores de hidratos.

Inhibidores termodinámicos. Como se muestra en la gráfica 2.1, ningún

hidrato podrá formarse en condiciones de operación que se encuentren en la

región de lado derecho de la curva, por lo tanto, sería de gran ayuda disminuir el

área de la región izquierda, para incrementar el área de la región derecha, con lo

que se tendría una disminución en el riesgo de aparición de hidratos. Pero, para

un diseño de tubería dado, la composición de los fluidos producidos esta

especificada, y la curva de los hidratos queda fijada. Para poder mover la curva de


47

los hidratos a la izquierda se pueden utilizar inhibidores termodinámicos, los

cuales no afectan la nucleación de los cristales de hidratos, ni el crecimiento de

los mismos, estos inhibidores simplemente cambian las condiciones de presión y

temperatura de la formación de hidratos. Con el inhibidor, la temperatura de

formación de los hidratos será menor, o la presión de formación de los hidratos

será mayor, por lo tanto, con un inhibidor termodinámico las condiciones de

operación pueden ser desplazadas de la región de hidratos estables.

Gráfica 2.1. Curva típica con la región de formación de hidratos.

1

Comúnmente son usados dos tipos de inhibidores termodinámicos, el metanol y el

monoetilenoglicol (MEG), pero para sistemas de aceite es más usado el metanol.

La gráfica 2.2 muestra la curva de formación de los hidratos para distintas

cantidades de metanol. Para un sistema con una presión de 1000 [psia], la

temperatura de formación de hidratos para agua fresca es alrededor de los 62 [ºF],

adicionando 10 wt% de metanol en el agua fresca, la temperatura es reducida a 54

[ºF], y con un 20 wt% de metanol, la temperatura de formación de hidratos es

fuertemente reducida alrededor de 44 [ºF]. Lo que demuestra que es obvio que el

metanol es muy efectivo para inhibir la formación de hidratos.

Como se sabe, los inhibidores termodinámicos pueden ser utilizados para reducir

la temperatura de formación de los hidratos, pero para saber qué cantidad de

inhibidor es necesario utilizar, para ciertas condiciones dadas, es necesario saber

cuánto se desea reducir la temperatura, y la cantidad de inhibidor necesario en el

agua libre puede ser estimada usando la siguiente ecuación (Hammerschmidt).


48

hii

hi

iTMC

TMW

100 2.1

Donde:

𝑊𝑖 = 𝑃𝑜𝑟𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑝𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑕𝑖𝑏𝑖𝑑𝑜𝑟 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜

𝐶𝑖 = 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒, 2335 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑒𝑙 𝑚𝑒𝑡𝑎𝑛𝑜𝑙 𝑦 2000 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑒𝑙 𝑀𝐸𝐺

𝑀𝑖 = 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑚𝑜𝑙𝑒𝑐𝑢𝑙𝑎𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑒𝑡𝑎𝑛𝑜𝑙 𝑜 𝑒𝑙 𝑀𝐸𝐺

Δ𝑇𝑕 = 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑞𝑢𝑒 𝑠𝑒 𝑛𝑒𝑐𝑒𝑠𝑖𝑡𝑎 𝑟𝑒𝑑𝑢𝑐𝑖𝑟 𝑐𝑜𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑕𝑖𝑏𝑖𝑑𝑜𝑟

Gráfica 2.2. Curva de los hidratos de gas con diferentes cantidades de metanol.

1

Por ejemplo, para una presión dada, si la temperatura de formación de los hidratos

es 65 [ºF] y la temperatura de operación del sistema es 50 [ºF],Δ𝑇𝑕 es la diferencia

entre la temperatura de formación de los hidratos y la temperatura de operación,

que en este caso es 15 [ºF]. La ecuación dada es para calcular solo la cantidad

requerida de metanol y MEG en la fase de agua libre. Cierta cantidad de metanol o

MEG se pierde en la fase gas y en la fase de hidrocarburos líquidos, por lo que la

cantidad de metanol o MEG inyectada deberá ser mayor que la calculada por la

ecuación 3.1. Mas detalles de cómo estimar la cantidad de metanol o MEG

perdido en vapor y condensado pueden ser encontrados en la literatura (Sloan,

1998).

Por la adición de metanol en la fase líquida, la concentración de agua en la fase

líquida es reducida, en consecuencia la temperatura de formación de los hidratos

es reducida, y entre mayor sea la cantidad de metanol adicionada al sistema

mayor será la disminución en la temperatura de formación de los hidratos. La

necesidad de mayores cantidades de metanol puede causar problemas en el

manejo y almacenamiento, debido a la inflamabilidad del metanol, y su alta


49

toxicidad. Comparado con el metanol, el MEG es menos inflamable, pero se

expande más y esta menos disponible.

La salinidad también puede afectar las condiciones de formación de hidratos,

adicionando más sal en el agua, la curva de formación de hidratos se desplaza a

la izquierda, como se muestra en la gráfica 2.3. El impacto de la sal en la curva de

formación de hidratos de gas es significativo, si se le adiciona 2 %mol NaCl en

agua fresca, la temperatura de formación de hidratos será 4-5 [ºF] menor. Si la

concentración de de sal se incrementa a 8 %mol NaCl, la temperatura se reducirá

hasta 25 [ºF]. Sin embargo, mucha sal puede causar depósitos de sal y escamas

en los equipos de procesamiento, además la solución de sal es corrosiva, por lo

que se pueden generar problemas de corrosión en el equipo.

Gráfica 2.3. Curvas de hidratos de gas con diferentes concentraciones de sal.

1

Inhibidores de hidratos a bajas concentraciones (LDHI). Como se ha

mencionado anteriormente, un alto flujo de agua hará necesario el uso de una

mayor concentración de metanol o MEG, para inhibir la formación de hidratos,

dando como resultado problemas operativos. Para mitigar los problemas de altas

concentraciones de metanol o MEG son necesarios inhibidores más efectivos para

los altos cortes de agua. Los mecanismos de inhibición de los nuevos químicos

deben ser diferentes a los tradicionales inhibidores termodinámicos, para tener

mayor eficiencia con una menor cantidad de inhibidor. Los químicos que inhiben

de manera efectiva la formación de hidratos con bajas concentraciones son

llamados inhibidores de hidratos a bajas concentraciones (LDHI, por sus siglas en

ingles). Los dos tipos de LDHI más conocidos en la industria petrolera son: el


50

inhibidor cinético de hidratos y el antiaglomerante (Fu, 2002; Metha et al., 2003;

Kelland et al., 1995).

Los inhibidores cinéticos tienden a disminuir el proceso de nucleación, y retrasar la

formación y crecimiento de cristales para un periodo extendido de tiempo (Fu,

2002), pero estos inhibidores solo retrasan la cinética y no pueden prevenir

completamente el proceso de nucleación. Por lo tanto, los inhibidores cinéticos

pueden prevenir la formación de hidratos por un periodo finito de tiempo, una vez

que este tiempo haya pasado, hay una conversión rápida del resto de agua en

hidratos, entonces el bloqueo puede ocurrir (Mehta et al., 2003). En el diseño de

las estrategias de mitigación para sistemas submarinos, es crítico asegurarse de

cuanto será el tiempo de residencia del fluido en la tubería durante flujo continuo,

el cual debe ser menor al “tiempo de espera”, el cual es el tiempo antes de que los

hidratos comiencen a formarse rápidamente, este tiempo para algunos inhibidores

cinéticos puede llegar a ser alrededor de 24-48 [horas].

Otro parámetro importante en los inhibidores cinéticos es Δ𝑇𝑕 , el cual se ha

reportado que puede ser solo de 15 a 23 [ºF] (Fu, 2002). Para aplicaciones en

aguas profundas, Δ𝑇𝑕 es normalmente mayor a 25 [ºF], por lo que la aplicación de

los inhibidores cinéticos se ve muy limitada.

Los antiaglomerantes (AA) son polímeros y surfactantes que ayudan a prevenir la

formación y acumulación de grandes cristales de hidratos, previniendo el bloqueo,

por lo que el transporte del fluido puede ser mantenido. Esto no retrasa la

nucleación de cristales de hidratos, pero puede mantenerlos dentro de la fase de

hidrocarburos, reduciendo su rango de crecimiento. Los cristales de hidratos

pueden ser transportados junto con los hidrocarburos como un flujo de lodo. Los

antiaglomerantes no tienen limitación de Δ𝑇𝑕 , como los inhibidores cinéticos, y

pueden ser efectivos para Δ𝑇𝑕 mayores a 40 [ºF] (Mehta et al., 2003).

2.2.4. Estrategias de mitigación de hidratos.

Como se ha mencionado, la forma más efectiva para mitigar la formación de

hidratos, es deshacerse del agua, si no hay agua en la línea de flujo, no existirán

problemas con la formación de hidratos, pero, en el mundo real, el deshacerse del

agua no es la forma más práctica o económica, por lo que otros métodos deben

ser utilizados.


51

Aislamiento térmico: Basados en la curva de formación de hidratos, entre mayor

sea la temperatura del fluido, que la temperatura de formación de hidratos,

entonces estos no se formaran, por lo tanto, un buen método de mitigación de la

aparición de hidratos es mantener la temperatura del fluido dentro de la tubería,

por encima de la temperatura de formación de hidratos. Sin embargo, para las

tuberías en aguas profundas, la temperatura es muy baja, dependiendo del tirante

de agua, además la tubería de acero no es un buen aislante térmico, por lo que es

necesario poner un aislante térmico alrededor de la tubería para prevenir la

perdida de calor a los alrededores.

Existen pocos métodos de aislamiento diferentes disponibles en la industria, uno

es directamente revestir con materiales aislantes la superficie externa de la tubería

(cast-in-place), donde los materiales para esta aplicación pueden ser una capa de

un material homogéneo, el cual es el más usado cuando el grosor del aislante no

es excesivo, o puede consistir de múltiples capas, donde cada capa es de un

material diferente, este caso se usa cuando la capa de aislante es demasiada, y

por cuestiones mecánicas y de instalación se determina usar múltiples capas.

Otro método popular de aislamiento es el tubería-en-tubería, donde la tubería de

transporte de hidrocarburos es puesta dentro de otra tubería concéntrica, donde el

anular entre ambas tuberías es completamente o parcialmente llenado con

material aislante. El aislamiento tubería en tubería normalmente provee un mejor

aislado que los métodos de revestimiento externo de la tubería, pero es más caro

que dichos métodos.

Los paquetes también son utilizados para el aislamiento térmico, en el cual, las

tuberías que transportan los hidrocarburos son empaquetadas con otras tuberías

por las cuales fluye agua caliente, el calor es transferido del agua caliente a los

hidrocarburos, y de esta manera se mantiene la temperatura de los hidrocarburos

por encima de la temperatura de formación de hidratos.

El aislamiento térmico es una muy buena estrategia de mitigación de hidratos

para tuberías que transportan aceite, especialmente, cuando la tubería esta en

operación. Con el aislamiento térmico es fácil mantener la temperatura del fluido,

en cualquier lugar a lo largo de la tubería, por encima de la temperatura de

formación de hidratos, pero no importa que tanto aislante se ponga en la tubería,

después de largos periodos de cierre, la temperatura de los fluidos transportados

caerá por debajo de la temperatura de formación de hidratos, y eventualmente se

enfriará a la temperatura de agua marina, por lo que el aislamiento por sí mismo


52

no es suficiente para mitigar la formación de hidratos para largos periodos de

cierre, y se necesita de otras estrategias de mitigación, como la despresurización,

o el desplazamiento de aceite muerto. Aunque el aislamiento térmico provee de un

tiempo de enfriamiento, en el cual no necesita de otra operación de mitigación. El

tiempo de enfriamiento puede ser definido como el tiempo, después de un cierre,

antes de que la temperatura del fluido caiga hasta la temperatura de formación de

hidratos, para una presión de cierre dada.

Existe otro parámetro muy importante llamado “sin contacto” (no-touch) o “manos

libres” (hand-free), el cual es definido como el tiempo en el cual no es necesario

tomar medidas de control después de un cierre, esto es el porqué se le llama

“hand-free time”. Este tiempo siempre es más corto que el tiempo de enfriamiento.

Este tiempo (hand-free), provee de un lapso muy valioso de tiempo para que el

operador determine los problemas que podrá causar el cierre. Si los problemas

que fueron encontrados están ubicados dentro del tiempo “sin contacto”, el flujo se

podrá reanudar sin necesidad de realizar más operaciones de mitigación.

Inhibidores químicos. Los inhibidores, como el metanol, MEG, LDHI’s,

inhibidores cinéticos, y anti-aglomerantes, son a menudo usados para mitigar la

formación de hidratos, pero estos inhibidores químicos, normalmente no son

usados continuamente para sistemas de aceite, en vez de eso, son usados

después de un cierre o durante el re-inicio.

Después del tiempo “sin contacto”, metanol o MEG son usados como fluidos

inhibidores en sistemas submarinos, como arboles, saltadores de pozo, y

manifolds, pero es difícil estimar la cantidad de agua en el sistema después del

cierre, por lo que siempre es difícil conocer qué cantidad de metanol es necesaria.

En la práctica una cierta cantidad de metanol es inyectada en el pozo (usualmente

por medio de una válvula subsuperficial controlada desde la superficie), para

proteger la cabeza del pozo de la formación de hidratos. Los fluidos en las

tuberías normalmente no son desplazados con metanol debido a que usualmente

son muy largas, y se requeriría de una gran cantidad de metanol.

Calentamiento eléctrico. Recientemente, se han llevado a cabo más

investigaciones para mitigar la formación de hidratos mediante el uso de

calentamiento eléctrico (Lervick et al., 1997). El calentamiento eléctrico puede ser

dividido en categorías: Calentamiento eléctrico directo e indirecto. Con el

calentamiento eléctrico directo, la corriente eléctrica fluye axialmente a través de la

pared de la tubería y calienta directamente la línea de flujo; mientras que con el


53

calentamiento eléctrico indirecto, la corriente eléctrica fluye a través de un

elemento de calentamiento, ubicado en la superficie de la tubería y la línea de flujo

es calentada a través de la conducción térmica.

El calentamiento eléctrico puede ser usado como método de mitigación para

tuberías con problemas de formación de hidratos. Después del cierre, el

calentamiento eléctrico puede ser usado para mantener la temperatura del fluido

por encima de la temperatura de formación de hidratos, e incluso puede ser usado

como una estrategia de intervención/remedio de problemas de bloqueo por

hidratos, ya que una vez que el tapón de hidratos se formó, el calentamiento

eléctrico puede ser usado para ablandar/disolver los hidratos, de esta forma, los

hidratos pueden ser disueltos mucho más rápido que despresurizando la tubería.

El proyecto de Shell en el campo Na Kika en el Golfo de México usa calentamiento

eléctrico como un método de remediación a la formación de hidratos (March et al.,

2003).

Circulación de aceite caliente. La circulación de aceite caliente es una estrategia

para la mitigación de hidratos durante el re-inicio de la circulación del sistema.

Después de un cierre prolongado, el fluido en la tubería se enfría, y si el flujo se

re-inicia con el fluido dentro de la tubería frio, el riesgo de formación de hidratos es

muy grande, y para reducir dicho riesgo, aceite caliente es circulado a través de

las tuberías para desplazar el fluido frio e incluso calentar las tuberías. El tiempo

requerido para calentar las líneas de flujo depende de la temperatura de descarga

del aceite caliente, el gasto, y la longitud de la tubería. Usualmente toma de 5-10

horas calentar una línea de flujo en instalaciones submarinas.

Despresurización del sistema. La despresurización de la tubería es usada para

mitigar el bloqueo al flujo por hidratos después de un periodo largo de cierre. Para

la curva de formación de hidratos, para una dada temperatura, la región con

ausencia de hidratos puede ser alcanzada reduciendo la presión. Una vez que se

tiene la presión de la tubería por debajo de la presión de formación de hidratos,

estos no se formaran, y el sistema puede continuar sin flujo.

El sistema de despresurización también es usado para disolver tapones de

hidratos formados en la tubería, cuando la presión en el sistema está por debajo

de la presión de formación de hidratos, estos comienzan a disociarse, pero el

proceso es muy lento, puede tomar semanas o incluso meses completos para

disolver un tapón grande de hidratos. Esto es el porqué es tan importante hacer un

buen diseño y operación de las tuberías submarinas, y que estas estén fuera de la


54

región de formación de hidratos. Por razones de seguridad, es mejor contar con la

capacidad de despresurizar ambos lados de la tubería donde se encuentra el

tapón.

2.3. Precipitación de ceras.

El petróleo crudo es una mezcla compleja de hidrocarburos que consiste en

aromáticos, parafinas, nafténicos, asfaltenos, etc. Cuando la temperatura del

crudo es reducida, los componentes pesados del aceite, como parafinas (C18-C60),

comienzan a precipitarse y depositarse en la pared de la tubería, por lo que el

diámetro interno de la tubería se verá reducido con dichos depósitos, resultando

en grandes caídas de presión. Los problemas por depósitos de ceras pueden ser

muy grandes si se llega a tener un completo bloqueo de la tubería, que puede

costar millones de dólares para remediarlo si es en tuberías costa fuera. Las

parafinas comprenden aquella fracción que se solubiliza cuando el petróleo o

bitumen se disuelve en un n-alcano, pero se adsorbe en un material activo

superficialmente. Las resinas son oscuras, semisólidas, muy adhesivas, de peso

molecular alto, y su composición depende del precipitante empleado.

Conocer y entender los fenómenos que intervienen en la cristalización de

parafinas y su consecuente depósito da como resultado la generación de

alternativas de tratamiento que dependan más de condiciones fluido dinámicas,

(caudales, velocidades de bombeo, sistemas de agitación y homogenización),

evitando y/o minimizando así el uso de aditivos inhibidores y dispersantes de

parafinas, modificadores o depresores de punto de fluidez, tratamientos térmicos,

electromagnéticos, etc,.

En un yacimiento especialmente de un campo en desarrollo, la caída de presión

puede provocar la expansión y liberación de burbujas de gas, las cuales generan

un centro para la nucleación y aglutinación de cristales de cera. El depósito de

parafinas en pozos de bajo gasto es particularmente especial ya que el tiempo de

residencia del aceite en el pozo aumenta, esto permite una mayor pérdida de

calor, permitiendo con ello la precipitación de parafinas.

Al analizar los procesos de cristalización de los diferentes crudos es fundamental

tener en cuenta su historial termodinámico desde el yacimiento, puesto que la

temperatura del yacimiento excede la temperatura crítica de los livianos metano,

etano, etc. y los gases inorgánicos (N2, CO2, etc.,) (Brown T.S., et al., 1995) Sin

embargo, debido a la presión del yacimiento, estos livianos finales se mantienen


55

en solución. Una vez que el pozo fluye se establece un gradiente de presión entre

el yacimiento y la cabeza de pozo. Es entonces cuando se rompe el equilibrio

termodinámico y en razón a la disminución de la presión, la solubilidad de las

parafinas disminuye al liberarse gran parte de los livianos. De esta manera se

inicia la cristalización de las parafinas presentes. La cristalización es el comienzo

del fenómeno de generación de redes cristalinas o geles, por un simultáneo

descenso en la temperatura del crudo (expansión adiabática). La solubilidad de la

parafina en el crudo decrece con el incremento de la fracción pesada y asfaltenos

(Denis J., et al., 1991). Sin embargo, ha sido observado que el depósito de

parafinas decrece con el aumento de la fracción pesada y los asfaltenos, ya que

éstos ejercen un papel de depresores y modificadores naturales de los cristales de

parafina. (Sanjay M., et al.,1995). En estado coloidal, los asfaltenos previenen la

cristalización intensiva de parafinas de la solución de petróleo (crecimiento pobre

del cristal y poca afinidad para adherirse unos a otros) con lo que se disminuyen

las características del depósito. Crudos con alto contenido de parafinas y alto

contenido de asfaltenos generalmente no presentan problemas de depósito de

parafinas (Lira C., et al.,1996).

Punto nube o temperatura de aparición de cera. La solubilidad de la cera en

aromaticos y nafténicos es baja, y disminuye drásticamente con la disminución de

la temperatura, por lo que es fácil que la cera se deposite a bajas temperaturas. La

mayor temperatura por debajo de la cual las parafinas comienzan a precipitar en

cristales de cera es definida como punto nube o temperatura de aparición de cera.

El punto nube del aceite vivo con presión por debajo del punto de burbuja, es

usualmente menor que el punto nube del aceite muerto o el aceite en el tanque de

almacenamiento, aunque el punto nube del aceite con gas disuelto es más difícil

de medir que el punto nube del aceite muerto, por lo que el punto nube de

muestras de aceite muerto son a menudo usadas en el diseño de tuberías costa

fuera, este enfoque es conservador y puede resultar en millones de dólares de

costos extra en aislamiento térmico.

Cuando se está midiendo el punto nube, la clave es precalentar la muestra de

aceite a una alta temperatura para solubilizar los cristales pre-existentes de cera.

Existen pocas técnicas disponibles para la medición del punto nube: viscosimetría,

escaneo diferencial de la calorimetría, microscopia de polarización cruzada, etc.

Los punto nube medidos usando diferentes técnicas pueden diferir en no más de

10 grados (Monger-McClure et al., 1999; Hammami y Raines, 1997).


56

Punto de fluidez. Cuando un crudo con mucho contenido de parafinas es

enfriado, las parafinas o ceras empezaran a precipitarse, cuando la temperatura

está por debajo del punto nube, estas ceras que han precipitado pueden formar

depósitos en la pared de la tubería en forma de gel de cera-aceite (Venkatesan et

al., 2002). El depósito de gel consiste en cristales de cera que quedan atrapados

en una cierta cantidad de aceite. En cuanto la temperatura comienza a descender

más, más cera se depositará y el grosor del gel de cera se incrementará,

provocando una solidificación gradual del crudo, provocando que este pierda su

movilidad, hasta perderla completamente. La temperatura a la cual la muestra de

aceite para de moverse es definida como punto de fluidez del crudo. Cuando el

crudo esta tan frio que detiene su movimiento dentro de la tubería después de un

cierre, va a depender de las características del gel si el crudo será capaz de re-

movilizarse cuando se vuelva a poner en producción el pozo. Debido a que la

temperatura del agua en el mar puede estar por debajo del punto de fluidez del

crudo, el gel de cera puede formarse después de largos tiempos de cierre, por lo

que es crítico asegurarse que la tubería será capaz de re-iniciar el flujo después

de un largo cierre.

2.3.1. Fenómenos de cristalización de parafinas.

Las parafinas son esencialmente mezclas de largas cadenas lineales

hidrocarbonadas (n-parafinas), algunas de ellas caracterizadas por poseer

adicionalmente un conjunto de cadenas ramificadas y presencia de alicíclicos,

aromáticos y anillos condensados que modifican sus propiedades de flujo. Durante

la cristalización, las estructuras sólidas ordenadas son producidas a partir de una

fase desordenada o solución diluida mediante tres procesos conocidos como

nucleación, crecimiento y aglomeración, los cuales deben ser considerados

separadamente (Srivastava S.P., et al.1992; Sanjay M., et al., 1995). Cuando la

temperatura de la solución líquida disminuye hasta el punto nube, la energía de

movimiento molecular se incrementa generándose aproximaciones entre los

cristales que han iniciado su formación y consecuente agregación de cadenas

adyacentemente alineadas. Las moléculas de parafina continúan adhiriéndose

hasta formar cristales ordenados. Estos cristales forman núcleos que alcanzan un

tamaño crítico y llegan a ser estables dando inicio la fase de nucleación (Majeed

A., et al., 1990).

Una vez que los núcleos son formados y la temperatura es mantenida cercana al

punto de nube, moléculas adicionales precipitan sucesivamente sobre los sitios

nucleados y llegan a ser parte de las estructuras laminares crecientes. Este


57

mecanismo es llamado proceso de crecimiento. Aunque el punto de nube y punto

de fluidez son propiedades específicamente termodinámicas, la relación y cantidad

de parafina depositada y acumulada son dependientes de un número de factores

entre los que se incluye la composición química del crudo, la velocidad de

enfriamiento, presión, y contenido de parafina. (Majeed A., et al., 1990;

Svedensen, J.A.1993).

La caracterización química de los crudos tiene como propósito determinar los

componentes que potencian la precipitación de parafinas. La relación, contenido

de parafina y gas disuelto en el crudo tienen marcado efecto en la cristalización y

velocidad de deposición de parafinas (Walton A.G., 1995; Warth A.H., 1956). La

pérdida de livianos o gases en el crudo acelera el proceso de cristalización,

modificando los procesos de nucleación, crecimiento y aglomeración, por

consiguiente, aumenta el punto de nube, el punto de fluidez y modifica el

comportamiento reológico. Como consecuencia de este último se tiene un

aumento en el esfuerzo de cedencia, mayor viscosidad y tendencia a la

precipitación y cristalización de parafinas sobre superficies de oleoductos,

reduciendo su capacidad efectiva (Ruíz M.,et al., 1999). Los cristales generados

pueden ser depositados como placas, agujas, esférulas o mezcla de éstas,

determinando fuerzas de absorción y propiedades de adhesión que mantienen el

depósito de parafina fijo sobre una superficie.

2.3.2. Mecanismos de depósito de las ceras.

Muchas investigaciones han sido dirigidas para intentar entender y modelar el

proceso en que las ceras se depositan, el cual es un problema muy complejo que

involucra dinámica de fluidos, masa y transferencia de calor, además de

termodinámica (Burger et al., 1981; Brown et al., 1993; Creeck et al., 1999; Hsu et

al., 1999; Singh et al., 1999). Es ampliamente aceptado que la difusión molecular

de las parafinas es uno de los mecanismos más dominantes, y se sigue

investigando que tanto influyen aspectos como el movimiento Browniano,

sedimentación por gravedad, y la dispersión en cizalla, si tienen un papel

importante o no.

Difusión molecular. Cuando un crudo con alto contenido de parafinas esta

fluyendo en una tubería costa fuera, la temperatura del centro de la tubería es más

elevada que la temperatura cerca de las paredes de la tubería, lo que da como

resultado un perfil radial de temperatura. Debido a que la solubilidad de la cera en

el aceite es función de la temperatura, cuando la temperatura es menor que el


58

punto nube, los cristales de cera salen de solución. Por lo tanto, el gradiente radial

de temperatura produce un gradiente de concentración de cera en el aceite, con la

menor concentración de cera cerca de las paredes de la tubería. El gradiente de

concentración da como resultado una transferencia de masa de cera del centro de

la tubería a la pared de la misma, por difusión molecular. La transferencia de masa

de cera puede describirse con la ley de Fick como sigue:

dr

dCAdD

dt

dm w

ww

w

w 2.2

Donde:

𝑚𝑤 = 𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑒𝑟𝑎 𝑑𝑒𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑒𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎

𝑡𝑤 = 𝑇𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜

𝜌𝑤 = 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑒𝑟𝑎 𝑠ó𝑙𝑖𝑑𝑎

𝐷𝑤 = 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑑𝑖𝑓𝑢𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑒𝑟𝑎 𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑎

𝐴𝑑 = Á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑝ó𝑠𝑖𝑡𝑜

𝐶𝑤 = 𝐶𝑜𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑓𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑒𝑟𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒

𝑟 = 𝐶𝑜𝑜𝑟𝑑𝑒𝑛𝑎𝑑𝑎 𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑙

El coeficiente de difusión es expresado por Burguer et al. (1981) como una función

de la viscosidad del aceite:

v

kD w

w 2.3

Donde:

𝑘𝑤 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒, 𝑜𝑏𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑢𝑛 𝑚𝑜𝑑𝑒𝑙𝑎𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛 𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑟𝑎𝑛𝑔𝑜𝑠 𝑑𝑒

𝑑𝑒𝑝ó𝑠𝑖𝑡𝑜 𝑐𝑜𝑛 𝑒𝑥𝑝𝑒𝑟𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑎𝑐𝑖ó𝑛.

𝑣 = 𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑖𝑛á𝑚𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒.

El depósito puede presentarse en el yacimiento, en la tubería de producción, en la

línea de descarga, en las instalaciones superficiales de separación y en los

tanques de almacenamiento. Además causan problemas en pozos con algún

sistema artificial de producción.

En el yacimiento: Los problemas que se presentan por los depósitos de

parafinas es la reducción de la permeabilidad en la cara la formación y por lo

tanto su capacidad productora.


59

En la TP: Debido a los constantes cambios en las condiciones de flujo, se

favorece el depósito de parafinas. Problemas asociados: reducción del área

efectiva del flujo, aumento en la caída de presión por efectos de fricción y

contrapresión excesiva hacia la formación, provocando una disminución de la

producción y disminución de la presión de los fluidos en la cabeza del pozo.

En la línea de descarga: Los problemas ocasionados por los depósitos de

parafina, son similares a los que se presentan en la tubería de producción,

adicionalmente si el medio ambiente es frio, es necesario instalar estaciones

de bombeo a corta distancia una de otra. Esto se debe a que los crudos que

presentan ceras tienden a desarrollar geles cuando no están en movimiento y

además la viscosidad se incrementa por la baja temperatura. Cuando el

depósito es severo la línea queda totalmente obstruida haciendo necesario

reemplazar el tramo bloqueado.

En las baterías de separación: La parafina se deposita, obstruyendo válvulas,

tuberías de entrada y salida a los separadores y deshidratadores.

En el tanque de almacenamiento: El depósito de parafina reduce el volumen

destinado al aceite, tapona las tuberías de descarga y llenado, y en

ocasiones la cantidad es tanta que resulta necesario dar mantenimiento al

tanque interrumpiendo su operación.

En pozos con SAP el depósito de parafinas se favorece por la disminución de

la temperatura, por ejemplo, en un pozo con bombeo neumático la

temperatura del gas de inyección es menor a la de la tubería de producción

enfriándola y propiciando el depósito.

En pozos con BM el área de contacto es mayor, ya qué la superficie interior

de la tubería de producción se suma al área exterior de las varillas de

succión

La remoción de parafinas de un pozo o líneas de flujo, deben ser considerados

seriamente debido a los altos costos de operación que ellos generan. Se deben

conocer dos aspectos muy importantes que son:

Las condiciones de operación bajo las cuales se presenta la precipitación de

parafinas en el pozo.

Los porcentajes de depósito estimados para determinar los costos asociados

con la remoción de estos.


60

2.3.3. Estrategias de mitigación de las ceras.

Aislamiento térmico. Para una tubería de producción submarina, el método más

aceptado para mitigar las ceras es incluir un aislante térmico para mantener la

temperatura del fluido, a lo largo de la tubería, por encima de la temperatura de

aparición de la cera, durante las operaciones normales, o en estado estacionario.

Para operaciones, como el cierre del pozo, la temperatura del fluido dentro de la

tubería, va a ir disminuyendo conforme pasa el tiempo y eventualmente alcanzará

la temperatura del agua de mar, dentro de un tiempo que puede variar de 12 a 36

horas dependiendo del tipo de diseño de aislante que se tenga.

Para ser conservadores en el diseño del aislamiento térmico, es usada la

temperatura de aparición de ceras del aceite muerto, pero para tuberías

submarinas, los puntos más importantes a cuidar son: la mitigación de hidratos y

el tiempo de enfriamiento; y si el diseño de las tuberías submarinas cubre estos

dos puntos, normalmente también estará cubierto que la temperatura este por

encima de la temperatura de aparición de ceras.

Raspado mecánico (pigging). Es otro método popular para la mitigación de las

ceras, que consiste en darle limpieza regular a la tubería para remover la cera

depositada de las paredes de la tubería. Para algunas tuberías donde la formación

de hidratos no es la preocupación, especialmente las líneas de exportación, el

pigging es el método más usado para manejar los problemas asociados con las

ceras. El “pig” (también conocido como diablo), es mandado dentro de la tubería

desde un “lanzador”, es empujado por el crudo producido y demás fluidos

producidos. El diablo raspa mecánicamente la cera de la pared de la tubería

regresándola al crudo que está enfrente del propio dispositivo. Si el diablo no es

corrido con frecuencia, se acumula demasiada cera en la pared de la tubería, y

durante la operación de raspado el diablo puede quedar pegado dentro de la

tubería por el exceso de cera enfrente de él. El programa de pigging debe ser

desarrollado basándose en el modelado del depósito de ceras y debe ser

ajustado al rango de depósito comprendido en las operaciones de campo.

Inhibidores/remediadores químicos. Los inhibidores de cera químicos pueden

ser divididos en dos tipos diferentes: uno es el preventor/retardador de la

formación de cristales de cera y por lo tanto reduce la temperatura de aparición de

la cera e incluso previene el depósito de la cera en la pared de la tubería; el otro

es para disminuir el punto nube de la cera, con lo que retarda la solidificación de

un crudo con alto contenido de ceras cuando la temperatura cae.


61

Los mecanismos por los cuales los químicos inhiben la formación y depósito de la

cera no han sido bien entendidos, pero ha sido aceptado que con la absorción de

polímeros y aditivos en la superficie de los cristales de cera, es posible

mantenerlos sin aglomerar, y evitar su dispersión, con lo que se reduce el rango

de depósito. Groffe et al. (2001) realizó pruebas de laboratorio y estudios de

campo de inhibición química de cera, desarrollando nuevos químicos con la

capacidad de interferir con el mecanismo de crecimiento de los cristales de cera, y

capaces de mantener o hacer los cristales más pequeños, con lo que se causa

que el proceso de sedimentación sea mucho más lento. El químico, si es posible,

puede ser capaz de de absorberse en las superficies de metal para hacerlas

oleofobicas. Ellos afirmaron, basados en su trabajo de laboratorio, que los

químicos que desarrollaron son capaces de disminuir hasta en 10 [ºC] la

temperatura de aparición de ceras de un crudo con alto contenido de las mismas.

2.4. Precipitación de asfaltenos.

Los asfaltenos son materiales sólidos de apariencia fina como polvo, su color va

desde el negro hasta el café oscuro, y se obtienen a partir del petróleo crudo,

residuos del petróleo o materiales bituminosos, empleando disolventes parafínicos

de bajo peso molecular como el n-pentano y el n-heptano; son solubles en tolueno

y otros solventes aromáticos, como disulfuro de carbono y cloroformo (u otros

solventes de hidrocarburos clorados), no tienen un punto de fusión definido y

usualmente espuman y expanden cuando se calientan para dejar residuos

carbonaceos. Los asfaltenos comúnmente tienen un peso molecular aparente alto,

que va desde 1000 hasta 20000 y un punto de ebullición por arriba de 540°C. Esta

variación en el peso molecular pone de manifiesto la existencia del fenómeno de

asociación intermolecular en los asfaltenos, puesto que se sabe que dicha

asociación da como resultado valores altos en el peso molecular.

La definición clásica de los asfaltenos se basa en su solubilidad, a pesar de la

diversidad de criterios que se adoptan al definir los asfaltenos, se ha llegado a un

consenso al catalogarlos como la fracción de crudo soluble en tolueno (ó benceno)

e insoluble en un exceso de n–alcano (pentano o heptano). Los asfaltenos están

constituidos principalmente por anillos aromáticos ligados con cadenas alquílicas y

cicloalcanos, además de compuestos heterocíclicos que poseen N, S y O. Ferworn

definió el término asfalteno como aquellos sólidos depositados de un crudo debido

a la adición de un exceso de n-pentano. Otra definición considera que los

asfáltenos son moléculas planas, poli aromáticas y poli cíclicas que contienen

heteroátomos y metales, que existen en un estado de agregación en suspensión y


62

están rodeados y estabilizados por resinas (agentes peptizantes); no son puros, ni

son moléculas idénticas, se sabe que tienen una carga eléctrica, y se piensa que

están poli dispersos.

La saturación de asfaltenos en el aceite es el parámetro clave para determinar si

estos causaran algún problema. Si los asfaltenos están siempre bajosaturados en

el crudo, esto es, que los asfaltenos están estables por lo tanto no ocurrirá la

precipitación, y por otra parte si los asfaltenos se encuentran supersaturados la

precipitación se dará. La saturación de asfaltenos en el aceite puede cambiar de

saturados a supersaturados si la presión, temperatura y composición cambian.

Durante la producción de los hidrocarburos la temperatura y presión cambian en el

yacimiento y las tuberías de producción de una manera muy significativa, al igual

que la composición de los fluidos: el gas puede separarse del aceite cuando la

presión del aceite cae hasta la presión de burbuja; por lo que durante la

producción y transporte de los hidrocarburos la precipitación de asfaltenos dentro

del sistema de producción es un riesgo potencial.

Un parámetro que está estrechamente relacionado con la estabilidad de los

asfaltenos en el aceite es la solubilidad. Los parámetros de solubilidad del aceite y

asfaltenos son datos clave de entrada para muchos de los modelos

termodinámicos para el comportamiento de fase de los asfaltenos. El parámetro

de solubilidad está definido como:

m

v

SV

u2 2.4

Donde:

𝛿𝑠 = 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑

∆𝑢 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑐𝑜𝑕𝑒𝑠𝑖𝑣𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑚𝑜𝑙 (𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛

𝑖𝑠𝑜𝑡é𝑟𝑚𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒 𝑢𝑛 𝑚𝑜𝑙 𝑑𝑒 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑎𝑙 𝑒𝑠𝑡𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙)

𝑣𝑚 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑚𝑜𝑙𝑎𝑟

El parámetro de solubilidad es una medida de la densidad de la energía de

cohesión, o de la presión interna que es ejercida por las moléculas dentro de una

solución. Cuando dos líquidos con mucha variedad de moléculas son mezclados,

el líquido con el parámetro de solubilidad mayor tenderá a “presionar” a las

moléculas del líquido con el parámetro de solubilidad menor hacia fuera de la

solución matriz, resultando en dos fases inmiscibles. Por otra parte, si dos líquidos


63

con un parámetro de solubilidad similar son mezclados, es más probable que se

comporten como dos líquidos miscibles uno al otro (Burke et al., 1990).

Los parámetros de solubilidad de los asfaltenos y del aceite afectan en gran

medida que tan soluble serán los asfaltenos en el aceite, si el parámetro de

solubilidad del aceite es similar al de los asfaltenos, más asfaltenos serán solubles

en el crudo. El parámetro de solubilidad está en función de la temperatura (Barton,

1991), si se incrementa la temperatura el parámetro de solubilidad de los

asfaltenos tiende a disminuir (Hirschberg et al., 1984; Buckley et al., 1998).

El efecto de la presión en el parámetro de solubilidad depende de si se encuentra

por encima o por debajo de la presión de burbuja, de Boer et al. (1992) y

Hirschberg et al. (1984) estudiaron la de la solubilidad de los asfaltenos a la

presión, y presentaron graficas similares para asfaltenos solubles en aceite en

función de la presión, como se muestra en la gráfica 2.4.

Gráfica 2.4. Dependencia a la presión de la solubilidad de los asfaltenos en el aceite.

1

Cuando la presión esta alrededor del punto de burbuja, la composición del fluido

es constante, pero cuando disminuye la presión la densidad del crudo disminuye

debido a la expansión del aceite, y también lo hace la solubilidad de los asfaltenos

como se muestra en la gráfica 2.4. La solubilidad de los asfaltenos reduce al


64

mínimo cuando la presión se aproxima al punto de burbuja. Por debajo del punto

de burbuja los gases comienzan a liberarse del aceite y la densidad del aceite se

incrementa. La solubilidad de los asfaltenos también incrementa cuando la presión

disminuye, además la pérdida de ligeros contribuye a la estabilidad del aceite.

El parámetro de solubilidad para un sistema mixto, como el aceite que está

constituido de muchos componentes, puede ser calculado basándose en el

parámetro de solubilidad para un componente (de Boer et al., 1992):

i

nc

t

im f 1

2.5

Donde:

𝛿𝑚 = 𝑃𝑎𝑟á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎𝑠 𝑚𝑖𝑥𝑡𝑜𝑠

𝑓𝑖 = 𝐹𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑖 − 𝑒𝑠𝑖𝑚𝑜 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒

𝛿𝑖 = 𝑃𝑎𝑟𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑖 − 𝑒𝑠𝑖𝑚𝑜 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒

𝑛𝑐 = 𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎

Durante la producción, la composición del fluido cambia en función a la presión y

temperatura, especialmente cuando la presión está por debajo del punto de

burbuja, el gas comienza a salir de la solución; similarmente los gases, como el

CO2 pueden ser adicionados al crudo para recuperación mejorada, y los gases

pueden incluso ser adicionados en el aceite a través de operaciones de

levantamiento artificial, y en todos estos procesos el crudo puede cambiar su

composición y parámetros de solubilidad, con lo que se tiene una potencial

inducción a la precipitación de los asfaltenos. Suponiendo que los asfaltenos y el

aceite crudo están en equilibrio, es decir que no existe precipitación de asfaltenos,

la máxima fracción volumen de asfaltenos solubles en el crudo está dada por la

teoría de Flory-Huggins (Hirschberg et al., 1984; Burke et al., 1990) como sigue:

2

max1exp La

L

a

L

L

a

aRT

V

V

V

V

V 2.6

Donde:

𝜑𝑎 = 𝐹𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑎𝑠𝑓𝑎𝑙𝑡𝑒𝑛𝑜𝑠 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒

𝑉𝑎 ,𝑉𝐿 = 𝑉𝑜𝑙ú𝑚𝑒𝑛 𝑚𝑜𝑙𝑎𝑟 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑎𝑠𝑓𝑎𝑙𝑡𝑒𝑛𝑜𝑠 𝑦 𝑙𝑎 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒

𝑟𝑒𝑠𝑝𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒

𝛿𝑎 , 𝛿𝐿 = 𝑃𝑎𝑟á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑎𝑠𝑓𝑎𝑙𝑡𝑒𝑛𝑜𝑠 𝑦 𝑙𝑎 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑎

𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 𝑟𝑒𝑠𝑝𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒

𝑅 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙


65

𝑇 = 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎

Las propiedades del aceite líquido (volumen molar y parámetro de solubilidad),

pueden ser calculadas de las ecuaciones de estado, mientras que las propiedades

de los asfaltenos deben ser estimadas de datos experimentales.

2.4.1. Factores que afectan la precipitación de asfaltenos.

La precipitación de asfaltenos se refiere al fenómeno mediante el cual un crudo,

bajo ciertas condiciones de presión, temperatura, composición y régimen de flujo,

se separa en una o dos fases fluidas de grandes proporciones (gas y/o líquido) y

en una fase insoluble, de menor tamaño, constituida principalmente por los

asfaltenos. Para un crudo en particular, la cantidad de material precipitado

generalmente es mayor a medida que disminuye el número de carbonos del

agente precipitante. Por ejemplo, la cantidad de precipitado usando n-pentano

puede ser dos y hasta tres veces mayor que la cantidad precipitada cuando se

utiliza n-heptano.

Con base en la numerosa información experimental se ha propuesto que el

fenómeno de precipitación de asfaltenos puede ser descrito como un proceso en

varias etapas que van desde la asociación de asfaltenos para formar pequeños

agregados o pseudo-micelas, pasando por el crecimiento de éstos para conducir a

agregados más grandes, los cuales, en condiciones favorables, crecen lo

suficiente como para precipitar. En la literatura existen reportados varios métodos

para la precipitación de los asfaltenos, en los cuales se manejan valores diferentes

de las variables anteriores. En la Tabla 2.1 se resumen estos métodos y se

mencionan de manera general los procedimientos experimentales utilizados.

Los principales parámetros que controlan la difusión de los asfaltenos son el tipo

de disolvente, tiempo de contacto, la presión, temperatura y la composición del

crudo. Por lo que cualquier acción de naturaleza química, eléctrica o mecánica, en

el proceso de producción, que altere dichos parámetros, tiende a comprometer la

difusión, ocasionando la floculación y precipitación de los asfaltenos en el crudo.

De esta manera, este fenómeno puede originarse debido a los siguientes factores:

a. Factores termodinámicos.

La difusión molecular está particularmente influenciada por cambios graduales en

las variables operacionales más importantes dentro del proceso de producción: la


66

presión y la temperatura, los cuales son generalmente causados por la interacción

del crudo con obstrucciones, tales como: válvulas de subsuelo, conexiones entre

tuberías, y reductores, etc., que controlan la velocidad del flujo y, en

consecuencia, la ocurrencia o no del fenómeno de precipitación.

Efecto de la Temperatura: Cuando la temperatura del crudo disminuye el

poder de solubilización de los componentes del petróleo, sin considerar a

los asfaltenos, también disminuye. Entonces algunas micelas resina-

asfalteno se desestabilizan y se agregan entre ellas formando grandes

cúmulos.

Efecto de la Presión: Bajo condiciones isotérmicas, la disminución de la

presión del crudo se asocia con la disminución de la densidad del fluido y,

correspondientemente con la disminución de la solubilidad. La separación

promedio entre moléculas de la fase líquida y las micelas de resina-

asfalteno es mayor en densidades bajas, resultando interacciones menos

atractivas. Por tal motivo al disminuir la presión y por consiguiente la

densidad, algunas micelas de resina-asfalteno se agregan formando

grandes cúmulos que pueden llegar a precipitar.

b. Factores Químicos.

Desde el punto de vista químico, existen diferentes vías a través de los cuales se

puede provocar cambios en la composición del crudo, y por consiguiente, la

floculación de los afaltenos. Estas se encuentran asociadas a los casos de

contacto íntimo del crudo con sustancias no involucradas en el proceso natural de

producción. Estos factores exógenos que más influencia tienen en la estabilidad

de los asfaltenos son:

Inyección de gas natural y mezcla con diluentes tales como condensados y

livianos.

Inyección de CO2 y el uso de gases ricos en procesos de levantamiento

artificial.

Tratamientos de estimulación con ácidos, solventes, surfactantes y álcalis.

Mezcla de crudos de diferente origen.

c. Factores Eléctricos.

Distintas investigaciones han estudiado el fenómeno de precipitación de asfaltenos

a nivel de medio poroso, y determinaron que la causa principal era la


67

desestabilización de los asfaltenos por la presencia de un campo eléctrico que se

generaba debido al flujo de los fluidos dentro del medio poroso. Asimismo,

demostraron que los asfaltenos poseen una carga eléctrica intrínseca. Esta carga

ha sido considerada, parcialmente, como responsable de la estabilidad de la

micela asfalteno-resinas, según el modelo coloidal.

De esta manera las micelas se mantienen estabilizadas, entre otras cosas, debido

a la repulsión entre cargas del mismo signo ubicadas sobre los núcleos de las

micelas.

La generación de un potencial de corriente producido por el flujo de fluidos a

través del medio poroso o la aplicación de un potencial externo suficientemente

grande, puede neutralizar las cargas eléctricas y perturbar el balance de fuerzas

entre las micelas causando la floculación.

d. Factores Mecánicos.

Entre estos factores se encuentran los efectos de cizalla por equipos de bombeo

de subsuelo, fuerzas de fricción, fuerzas de impacto entre partículas, etc.

e. Tipo de disolvente.

La separación de los asfaltenos puede realizarse convenientemente por medio de

hidrocarburos parafínicos de bajo peso molecular. La variación en el tipo de

disolvente puede causar cambios significativos en la precipitación y

caracterización de asfaltenos. La capacidad del disolvente para precipitar

asfaltenos se incrementa en el siguiente orden:

olefina terminal < n-parafina < iso-parafina

Para explicar esta diferencia es necesario considerar el poder solvatante del

disolvente, que para el caso de los disolventes parafínicos éstos tienden a

autoasociarse disminuyendo así su poder de solvatación; lo contrario sucede con

los disolventes aromáticos que no se asocian. Otro punto importante es que la

concentración de los asfaltenos se ve afectada por el número de carbonos del

disolvente. De acuerdo con esto, conforme el número de carbonos se incrementa

en la n-parafina, la concentración de asfaltenos que se obtiene tiende a ser menor.


68

Tabla 2.1. Métodos estándar de laboratorio para la precipitación de asfaltenos.2


69

En la gráfica 2.5 se puede observar una comparación entre el %peso de insolubles

obtenido con diferentes disolventes. Se puede apreciar que la cantidad de

asfaltenos precipitados con n-C5 es más del doble que la obtenida con n-C7. La

forma de la curva se debe al incremento del poder solvatante de los n-alcanos con

el aumento del número de carbonos.

Gráfica 2.5. Efecto del número de carbones del disolvente sobre los insolubles para el residuo

atmosférico del aceite crudo Árabe Ligero.2

Pero no sólo se ve afectada la concentración, sino también las propiedades de los

asfaltenos. Si se usa n-heptano los asfaltenos son de alto peso molecular y mayor

polaridad, en tanto que con n-pentano son menos polares y de peso molecular

más bajo, aunque con n-pentano se precipita una mayor cantidad que con n-

heptano. Con respecto al disolvente usado se ha optado por usar n-heptano

debido a que la precipitación es fácil de lograr y la repetibilidad experimental es

mejor.

f. Tiempo de contacto.

Algunos autores reportan tiempos de contacto de 8 horas para obtener

rendimientos estables de asfaltenos, sin embargo se sabe que para asegurar

resultados reproducibles los tiempos de contacto deben ser mayores (gráfica 2.6).

0

10

20

30

40

50

60

70

246810

%p

eso

Numero de carbones del disolvente n-parafinico


70

Grafica 2.6. Contenido de asfaltenos en función del tiempo de contacto.

2

g. Temperatura

Estudios realizados por Lhioreau et al, quienes trabajaron con n-pentano, n-

hexano y n-heptano, demostraron que con el incremento de temperatura la

cantidad de asfaltenos precipitada aumentaba, para los casos de n-hexano y n-

pentano, en tanto que usando n-heptano había una disminución en el porcentaje

de asfaltenos precipitados. La solubilidad de los asfaltenos del aceite ligero Kirkuk

se incrementó con el aumento de la temperatura, y para los asfaltenos del aceite

pesado Qaiyarah se observó un aumento de la solubilidad seguido por una

reducción arriba de 23°C usando n-C5, n-C6 y n-C7. Rogacheva et al reportaron

un incremento en la solubilidad seguido de una disminución a altas temperaturas

para tres tipos de asfaltenos.

Adicionalmente, estudios realizados por Speight, demostraron que la solubilidad

de los asfaltenos se reduce a altas temperaturas, ya que se logra que la tensión

superficial del agente precipitante disminuya y con ello su poder de solvatación

hacia las moléculas de asfalteno, por lo cual éstas precipitan. Hotier y Robin

también presentaron resultados similares.

Por otra parte, Andersen estudió el efecto de la temperatura sobre la precipitación

de los asfaltenos de un residuo de Kuwait usando diferentes disolventes

parafínicos, n-C5 a n-C8, a temperaturas desde 4 [ºC] hasta la temperatura de

reflujo del agente precipitante y encontró que para todos los solventes usados, la

cantidad máxima precipitada de asfaltenos se obtenía aproximadamente a 25


71

[ºC]. Cuando la temperatura sube de 4 a 25 [ºC] la viscosidad del medio

disminuye, lo que conduce a la asociación de moléculas de asfaltenos.

Aumentando la temperatura por arriba de los 25 [ºC] comienzan a romperse los

enlaces que mantienen unidos a los agregados de asfaltenos y la solubilidad se

incrementa. Andersen también obtuvo asfaltenos a partir de los aceites crudos

Kuwait y Boscan usando n-heptano y trabajando en un intervalo de temperaturas

de –2 a 80 [ºC]. Los resultados mostraron una disminución en el contenido de

asfaltenos con el incremento de la temperatura.

En este mismo campo Feng et al, realizaron estudios sobre el efecto de la

temperatura en la precipitación de asfaltenos en un aceite crudo chino. Trabajaron

en el intervalo de 20 a 65°C usando como disolventes pentano, hexano, heptano,

octano, nonano, decano y dodecano. En todos los casos, se observó que el

contenido de asfaltenos disminuyó ligeramente (de 6.12 a 4.12 % peso) con el

aumento de temperatura. Para muchos sistemas y moléculas se espera un

incremento de la solubilidad cuando se aumenta la temperatura si no existen en el

sistema interacciones como enlaces por puente de hidrógeno.

h. Presión.

Con respecto al efecto de la presión, Pasadakis et al estudiaron el efecto de la

presión en la concentración de los asfaltenos disueltos en un aceite pesado,

encontrando que la cantidad de asfaltenos en el crudo disminuye a medida que la

presión cae desde la presión de pozo a la presión de punto de burbuja, y

posteriormente se incrementa conforme la presión disminuye aún más. Estos

investigadores explican esta tendencia como un resultado del incremento del peso

molecular del fluido con la disminución de la presión.

Por su parte, Hirschberg et al reportaron que la solubilidad de los asfaltenos de un

crudo del Mar del Norte se incrementó con el aumento de la presión hasta el punto

de burbuja y por arriba de este punto se observó una disminución en la solubilidad.

Burke et al encontraron un máximo en la cantidad de asfaltenos precipitados para

un crudo variando la presión, lo que muestra una tendencia opuesta a la obtenida

por Pasadakis et al.

Adicionalmente a los trabajos anteriores, Bilheimer et al estudiaron el efecto de la

presión y la temperatura sobre la precipitación de asfaltenos a partir de mezclas

de tetralina con alcanos, y encontraron que tanto la solubilidad en pentano como

en decano se incrementó con la presión, aunque la temperatura presentó un


72

cambio más notorio. Para pentano la solubilidad de los asfaltenos aumentó con la

temperatura en las dos presiones investigadas, mientras que con decano las

curvas mostraron pendientes opuestas.

i. Naturaleza del aceite crudo.

El origen del aceite crudo, la profundidad a la que se extrae y su gravedad API son

factores que determinan la cantidad de asfaltenos obtenidos del mismo. En la

gráfica 2.7 se presentan los contenidos de asfaltenos de diferentes crudos, en

donde se puede apreciar lo anterior.

Grafica 2.7. Contenido de asfaltenos en diferentes crudos.

2

j. Otros factores.

Hay evidencias de que cualquier sólido suspendido en el crudo (finos de arcillas o

minerales, limaduras de metales, sedimentos y grava) a menudo favorecen los

procesos de precipitación de los asfaltenos. Esas pequeñas partículas,

suspendidas en el crudo, pueden servir de núcleos o “sitios de nucleación” que

promueven la adhesión de los coloides de asfaltenos, formándose así grandes

cadenas de moléculas o partículas que tienden a precipitar más rápidamente de la

solución de crudo. Este efecto ocurre, sobre todo, a nivel de las perforaciones y

más marcado a nivel de las tuberías donde las rugosidades internas también

representan “sitios de nucleación” para estos compuestos.

0

5

10

15

20

Boscan, Venezuela ºAPI= 9.03

California, USA ºAPI= 10.3

Cerro Negro, Venezuela ºAPI=12.4

Cold Lake, Cánada ºAPI=13.2

Maya, México ºAPI=20.9

%p

eso


73

2.4.2. Agregación y depósito de los asfaltenos

Se presume que los asfaltenos, considerados como la fracción pesada del crudo,

se encuentran en suspensión coloidal en el petróleo, debido a que la superficie de

las partículas asfalténicas, dispersas en una fase continua como es el aceite, se

encuentra totalmente rodeada de resinas en forma micelar. Tales asfaltenos se

difunden en el crudo siguiendo un movimiento aleatorio conocido como

movimiento Browniano (Figura 2.1.1). Las resinas son las responsables de

mantener separados a los asfaltenos manteniendo al sistema en estabilidad,

debido a que la fuerza de repulsión electrostática es mayor que la fuerza de

atracción de Van der Waals.

Sin embargo, si a este sistema en estabilidad coloidal se le inyecta un solvente

ionizador (como n-pentano, tolueno, etc.) o existe alguna perturbación físico-

química ocasionada en el campo petrolífero (como las que suceden en la

producción de pozos), se provoca que la concentración de moléculas de resina

cambie, ya que algunas resinas abandonan la micela, alterando la estabilidad de

las partículas asfalténicas suspendidas en el aceite y causando la debilitación de

las fuerzas repulsivas, provocando una interacción mutua entre asfaltenos.

Por lo tanto, cuando dos partículas de asfalteno con movimiento Browniano

presentan contacto en áreas libres de resina, quedan pegadas, formando un

cúmulo asfalténico de dos partículas que se difundirá en el sistema, con la

probabilidad de quedar pegado a otras partículas individuales o a otros agregados

asfalténicos de tamaño variable que se encuentren en el aceite (Figuras 2.1.2 y

2.1.3). A este fenómeno se le conoce como agregación. En otras palabras, la

agregación es el proceso en el que las partículas individuales o cúmulos de

partículas se adhieren a otras partículas de asfaltenos o cúmulos, haciendo que

los agregados crezcan. Conforme el proceso de agregación transcurre en el

tiempo, el número de partículas individuales y cúmulos asfalténicos disminuye,

debido a que se juntan para formar agregados más grandes y pesados. Además,

elementos externos, tales como la gravedad, adsorción, etc., ocasionan que las

partículas y agregados asfalténicos tiendan a precipitarse hacia al fondo y a

pegarse a las paredes de las tuberías. A este fenómeno se le conoce como

depósito orgánico (Figura 2.1.4).


74

Figura 2.1. Fenómeno de Agregación de Asfaltenos. (1) Asfaltenos en estado coloidal, peptizados

por resinas. (2) Después de inyectar un solvente ionizador (representado por el color gris), las

resinas abandonan a los asfaltenos. (3) Si en su recorrido dos asfaltenos hacen contacto en áreas

libres de resina, entonces quedan pegados formando cúmulos. (4) Cuando el tamaño de los

cúmulos aumenta se vuelven menos difusivos y pesados, y tienden a depositarse en el fondo.3

Los parámetros que gobiernan la agregación de asfaltenos son la composición del

petróleo, la temperatura y la presión en la que se encuentra el crudo. La alteración

de alguno de estos parámetros provocará la inestabilidad del sistema, que se

traducirá en agregación de asfaltenos y dará lugar a la formación de un material

insoluble en el crudo líquido. La composición del crudo se refiere a las

características y concentración de asfaltenos y resinas, a la naturaleza de los

componentes del petróleo excluyendo a los asfaltenos, y al tipo y proporción de

solvente suministrado al crudo. La dilución del petróleo con un alcano ligero, tal

como n-pentano, produce un crecimiento en la afinidad entre las resinas y los

componentes del crudo sin incluir a los asfaltenos, lo que rompe el equilibrio del

sistema. Entonces algunas resinas son removidas de la micela resina-asfalteno,

dando lugar al fenómeno de agregación entre asfaltenos.

Cuando la temperatura del crudo disminuye el poder de solubilización de los

componentes del petróleo, sin considerar a los asfaltenos, también disminuye.

Entonces algunas micelas resina-asfalteno se desestabilizan y se agregan entre


75

ellas formando grandes cúmulos. Bajo condiciones isotérmicas, la disminución de

la presión del crudo se asocia con la disminución de la densidad del fluido y,

correspondientemente con la disminución de la solubilidad. La separación

promedio entre las moléculas de la fase líquida y las micelas de resina-asfalteno

es mayor en densidades bajas, resultando interacciones menos atractivas. El

efecto de energía libre de Gibbs es tal que algunas micelas de resina-asfalteno,

que inicialmente se difunden en el espacio de manera independiente, debido a las

altas densidades y presiones, se agregan formando grandes cúmulos al disminuir

la presión y la densidad.

Mecanismos de depósito.

El tipo y la cantidad de depósitos de compuestos orgánicos pesados del petróleo

varían dependiendo de los hidrocarburos presentes, y de la cantidad relativa de

cada familia orgánica involucrada. En general el depósito de asfaltenos se puede

explicar detalladamente con base en cuatro efectos (mecanismos): 1) Efecto de la

polidispersidad; 2) efecto estérico coloidal; 3) efecto de agregación y 4) efecto

electrocinético. Uno o más de estos mecanismos puede describir la deposición de

asfaltenos durante los procesos de producción, transporte ó procesamiento de

crudo.

Figura 2.2. (a). Composición del petróleo a nivel microscópico. Las líneas verdes

representan parafinas pesadas, las azules aromáticos, las elipses rojas representan

resinas, las elipses negras las moléculas de asfaltenos, y la matriz amarilla los

componentes ligeros. (b) Fenómeno de agregación coloidal debido al incremento en la

concentración de un solvente polar miscible (aromático).3


76

Efecto de la polidispersidad: El grado de dispersión de las fracciones pesadas

en el crudo depende de la composición química del petróleo. La relación

moléculas polares/moléculas no polares y partículas presentes (Figura 2.2a) son

los factores responsables de la estabilidad de la polidispersión presente en el seno

del crudo; cualquier perturbación que altere el balance de los factores

mencionados dará origen al depósito de fracciones pesadas. Un cambio en la

temperatura, presión, composición, así como la adición de un solvente miscible en

el crudo puede desestabilizar el sistema (Figuras 2.2b y 2.3a).

Efecto estérico coloidal: Es conocido que algunos de los constituyentes del

petróleo, especialmente los asfaltenos tienen una fuerte tendencia a la

autoasociación. Un incremento en el contenido de parafinas permite que una parte

de los asfaltenos presentes en el crudo formen coloides, que se separan de la fase

aceite en forma de agregados, en tanto que otra parte permanezca suspendida

estabilizada por agentes peptizantes como resinas, que se adsorben en su

superficie y evitan la agregación (Figura 2.3b).

Figura 2.3. (a) Floculación y precipitación de asfaltenos debido a la adición de un

solvente miscible no polar (parafina). (b) Fenómeno estérico coloidal debido al

incremento en la concentración de parafinas.3

La estabilidad de los coloides estéricos se debe a la concentración de agente

peptizante en solución, la fracción superficial de los agregados ocupada por el

agente peptizante y las condiciones de equilibrio en solución entre éste y los

agregados asfalténicos.

Efecto de agregación: Una variación en la concentración de agente peptizante

(como las resinas) origina también un cambio en la cantidad que se absorbe de


77

éste en la superficie de los asfaltenos. La concentración de las resinas puede caer

a tal punto que la cantidad presente no sea suficiente para cubrir toda la superficie

de los asfaltenos. Esto permite la agregación irreversible de partículas asfalténicas

y su posterior floculación (Figuras 2.4a y 2.4b).

Figura 2.4. (a) Migración de resinas de la superficie de los asfaltenos debido a la

diferencia del potencial químico entre el seno del crudo y la superficie de las

partículas. Esto origina un potencial de agregación entre los asfaltenos. (b) Floculación

y precipitación de asfaltenos.3

Efecto electrocinético: Cuando el crudo circula por un determinado conducto

(medio poroso, tuberías), se genera una diferencia de potencial eléctrico debida al

movimiento de partículas coloidales cargadas (figura 2.5). Esto constituye un

factor determinante en la deposición de asfaltenos. Los factores que influencian

este efecto son: el eléctrico, térmico y las características de mojabilidad del

conducto, régimen de flujo, temperatura, presión, propiedades de transporte del

crudo y características de las partículas coloidales.

Figura 2.5. Deposición electrocinética.

3


78

2.4.3. Dispersantes de asfaltenos

Debido a los problemas asociados a la precipitación de asfaltenos en la industria

petrolera, se han desarrollado productos que inhiben la floculación y precipitación

de asfaltenos. Un dispersante de asfaltenos es una solución de uno o más

surfactantes (aniónicos y/o noiónicos) disueltos en un solvente hidrocarbonado de

carácter aromático. Su función principal es mantener estabilizados a los coloides

de asfaltenos, evitando la floculación y posterior precipitación. Y en el caso de que

los asfaltenos ya estén precipitados, promover su redisolución, a través de

mecanismos fisicoquímicos propios de agentes dispersantes.

Actualmente existen dispersantes de asfaltenos comerciales, que son clasificados

según el surfactante que contengan, como son los aniónicos, no iónicos y

poliméricos. Entre estos se pueden mencionar: ácidos sulfónicos de

alquilbenceno, alquilfenoles etoxilados, ésteres alifáticos de ácido fosfórico,

copolímeros de óxido de etileno y propileno, resinas alquifenolformaldehído,

copolímeros vinílicos hidrofílicos-lipofílicos, alquilsuccinatos y derivados de ácido

cresílico. En cuanto a la eficiencia de estos compuestos, González y Middea

estudiaron la efectividad de ciertos anfífilos oleosolubles para asfaltenos en

hepatano, encontrando que:

a) El nonifenol, es un buen agente peptizante, previene la precipitación de

asfaltenos por heptano y reduce su adsorción en cuarzo.

b) Los nonilfenol etoxilados con un alto número de unidades de óxido de etileno,

también previenen el proceso de adsorción. Moléculas con bajo o medio EON son

menos eficientes para este propósito.

c) Las aminas alifáticas primarias también presentan cierta habilidad para

dispersar los asfaltenos, pero los alcoholes de cadena alifática larga y los

alquilbencenos son algo ineficientes.

2.4.4. Uso de parafinas como inhibidores de la precipitación de asfaltenos

El papel de las parafinas en la solvatación de asfaltenos (Peptización) ha sido

considerado por mucho tiempo. El mecanismo consiste en la solvatación del

asfalteno mediante la resina mejorando su solubilidad por la interacción con los

grupos aromáticos y polares, y de esta manera inhibiendo la precipitación de los

mismos. Con respecto a la cantidad de resina necesaria para inhibir la floculación


79

de asfaltenos, se han desarrollado varias investigaciones en las cuales se

determina una relación parafina asfalteno óptima, permitiendo de esta forma para

cada crudo en particular cuantificar la cantidad de parafina a utilizar para inhibir la

floculación. La idea que las parafinas en el crudo actúan como agentes

estabilizantes de asfaltenos ha sido reportada en muchos artículos. El concepto

que, en algunos casos, las parafinas pueden ser obtenidas de uno o varios crudos

y luego ser usadas para estabilizar asfaltenos de otros crudos, no es

universalmente aceptado.

Estudios realizados recientemente en laboratorio han demostrado que la adición

de parafinas de crudos exógenos a otros crudos, pueden tanto retardar como

acelerar el proceso de precipitación de los asfaltenos, estos resultados permiten

aseverar que la compatibilidad entre las parafinas y asfaltenos es factor primordial

en el proceso de precipitación de estos.

2.4.5. Métodos de prevención del depósito de asfaltenos.

Una solución es inyectar productos químicos de naftenos en la formación en

intervalos regulares para incrementar la solubilidad de los asfaltenos en el aceite

crudo. Si el depósito ocurre en la tubería de producción, el mismo producto

químico puede agregarse al sistema de producción lentamente disolviendo las

bolas o barras del químico en la corriente del flujo.

Otro método consiste en usar un bypass o desviador de flujo en la línea de

escurrimiento como dispositivo alimentador del inhibidor en pequeñas cantidades

que va del espacio anular a la tubería de producción. Este dispositivo también es

efectivo en la reducción del depósito de parafinas de los aceites donde los

asfaltenos son agentes nucleantes de cristales de parafinas. Se pueden utilizar

productos o aditivos químicos que actúan sobre las micelas de asfaltenos para

lograr que estos se mantengan estables y no se precipiten. Con el uso de tubería

lisa o de fibra de vidrio se pretende no generar las condiciones favorables para la

acumulación de material asfaltico.

Una técnica utiliza es la tecnología magnética, la cual es un método preventivo

que consiste en modificar la orientación del polo magnético de una molécula,

debilitando la fuerza de dispersión durante su proceso de cristalización, con lo que

se inhibe su crecimiento y coagulación. Otra técnica utilizada es la técnica

electromagnética, misma que se ha empleado con éxito en pozos que presentan

depósito de parafinas. En esta técnica se emplea una planta de tratamiento y de


80

una fuente de poder electromagnética. El aceite crudo fluye a través de la cámara

de tratamiento y junto con las conexiones se saturan con la energía del flujo

electromagnético, generando una polarización masiva.

Además de los métodos anteriores también es usado el recubrimiento de la

tubería con resina epóxica o fibra de vidrio. Cuando la tubería está recubierta de

fibra de vidrio el agua reacciona con este, formando un grupo –OH hidrofilico, con

una polaridad relativamente fuerte, la cual evita que la parafina se adhiera a la

superficie del las paredes del pozo inhibiendo su depósito. En el caso del

recubrimiento con resina epóxica, esta actúa como una barrera física que impide

el flujo de corriente eléctrica, y por lo tanto, el depósito del asfalteno. Por otra parte

el depósito del material orgánico disminuye considerablemente debido a la baja

rugosidad del recubrimiento.

2.5. Baja productividad en pozos de crudos pesados. El trabajo del ingeniero para mantener y/o mejorar los gastos de producción, inicia

con la identificación de los problemas que causan que exista una baja producción

de los pozos. En los pozos de aceites pesados estos problemas incluyen, desde la

deposición de parafinas, asfaltenos e hidratos, hasta la presencia de bacheo

severo. En particular, el flujo de fluidos al yacimiento puede estar restringido por

problemas inherentes a la formación, tales como: baja permeabilidad especifica,

baja porosidad, baja presión del yacimiento, depósitos orgánicos e inorgánicos,

residuos de materiales de estimulación, etc.

Uno de los métodos de análisis del SIP es el análisis nodal, el cual involucra en

sus cálculos a todos los elementos del sistema, permitiendo determinar el efecto

de su variación en la capacidad del transporte del sistema, y de esta manera tener

una imagen de conjunto del comportamiento del pozo. El análisis nodal se puede

aplicar a pozos fluyentes, inyectores o productores mediante un equipo artificial de

producción. Por otra parte, del análisis del comportamiento de los elementos del

sistema se pueden identificar las posibles restricciones que modifiquen

negativamente la capacidad de transporte del mismo. Asimismo, es posible

estudiar y comprender con relativa facilidad el comportamiento de

estranguladores, válvulas de seguridad, etc.12 En este caso nos centraremos en

dos curvas utilizadas en el análisis nodal, la de IPR y la de aporte de la TP, debido

a que, a grandes rasgos, existen tres grandes problemas asociados a la

producción de crudos pesados, los cuales son, baja productividad debido a:


81

Depósito de parafinas y asfaltenos en la vecindad del pozo.

Disminución del diámetro de la TP debido a la deposición de parafinas y

asfaltenos.

Alta viscosidad del crudo aportado por el yacimiento.

Estos problemas pueden llegar a ser de tal magnitud, que impidan que la presión

del yacimiento sea capaz de vencer las caídas de presión en el SIP, y debido a

esto el pozo no sea productor, o también, en el caso de las parafinas, asfaltenos e

hidratos, lleguen a obturar por completo las tuberías o equipos, impidiendo así el

flujo de fluidos.

2.5.1. Resultado del depósito de parafinas y asfaltenos en el yacimiento.

Cuando las parafinas y asfaltenos se depositan en la vecindad del pozo, provocan

una obturación de los poros de la formación, disminuyendo la permeabilidad, lo

que provoca que el aporte de fluidos de la formación sea menor. La permeabilidad

es una medida de la facilidad con que un fluido pasa a través de una roca porosa,

bajo condiciones de flujo turbulento. El efecto de una disminución en la

permeabilidad al índice de productividad puede ser visto al analizar la ecuación

1.9:

𝐽 =𝑞


𝑘𝑕


+ 𝑆 2.7

Como se puede ver, la permeabilidad es directamente proporcional al índice de

productividad, lo que implica que para una disminución en la permeabilidad, se

obtendrá una disminución en el índice de productividad, lo cual es un efecto

negativo para la producción. Por lo tanto, si es evitada la deposición de materiales

como parafinas y asfaltenos, se tendrá un mayor aporte de fluidos de la formación,

incrementando el gasto de producción.

La ley de Darcy está basada en la suposición de que la permeabilidad, para el flujo

del fluido será constante en toda el área de drene del pozo, y que solo existirá flujo

laminar. La permeabilidad efectiva al aceite es el producto de la permeabilidad

relativa al aceite por la permeabilidad absoluta del yacimiento (ko= k/kro). La

permeabilidad absoluta k, puede ser incrementada en la vecindad del pozo con

una estimulación, o como es en este caso de deposición de sólidos, puede ser

disminuida por daño a la formación.13 Esto cambia la pendiente del perfil de

presión presentado fuera del radio en que la permeabilidad fue alterada, como se


82

muestra en la gráfica 2.8, en la cual se ilustra que para un gasto constante, existe

una menor caída de presión en un pozo que ha sido estimulado, y existe una

mayor caída de presión en un pozo que presenta daño en la formación.

Gráfica 2.8. Efectos de la alteración a la permeabilidad, donde: ka es la permeabilidad en la zona

con daño, k es la permeabilidad de la formación, rw el radio del pozo, re radio de drene, ra radio de

la zona dañada, y Pwf es la presión de fondo fluyendo.13

Una de las posibles soluciones al problema de deposición de parafinas y

asfaltenos, es el calentamiento de la formación, para lo cual existen diferentes

métodos, entre ellos, la inyección cíclica de vapor y el calentamiento eléctrico de

pozos.

2.5.2. Resultado del depósito de parafinas y asfaltenos en la TP.

Cuando las parafinas y asfaltenos se depositan en la TP, provocan grandes caídas

de presión, debido a que reducen el diámetro de la tubería, con lo que se tiene un

menor aporte de fluidos. Este problema puede ser estudiado con las curvas típicas

utilizadas en el análisis nodal, para el cambio de diámetro de la tubería, donde se

puede ver como para un menor diámetro se tiene un menor gasto de producción.

En la gráfica 2.9 se muestra la variación del gasto conforme disminuye el diámetro

de la TP, y se puede observar que al incrementar el diámetro de la TP se reduce

la caída de presión, provocando de esta forma que la curva de flujo de salida de la

TP se desplace hacia abajo, causando que la intersección de las curvas de IPR y

aporte de la TP, se desplace a la derecha obteniéndose así, un valor de gasto de

producción mayor al que se tenía inicialmente con un diámetro de TP menor.


83

Gráfica 2.9. Efecto del aumento del diámetro de la TP en el gasto de producción.

13

Conforme el diámetro de la tubería va incrementando, las pérdidas por fricción

disminuyen, lo que resulta en una Pwf menor, y por lo tanto, una mayor afluencia.

También es importante notar el gasto que limita el flujo estable, como se muestra

en la gráfica 2.10, debido a que un pozo que produzca con un gasto menor,

generalmente estará operando con “cabeceo”, o flujo inestable.12 Este

comportamiento se da, cuando la curva de IPR corta en dos puntos a la de aporte

de la TP, lo cual no debe ocurrir.

Gráfica 2.10. Condiciones de flujo inestable, y variación de gasto debido a una variación de

diámetro de la TP.12


84

Existen diferentes métodos para evitar que las parafinas y asfaltenos se depositen

en la tubería, y pueden ser desde aislamiento térmico, uso de inhibidores, hasta el

calentamiento de la tubería, y la elección va a depender de un estudio tanto

económico, como operacional, por mencionar algunos puntos.

2.5.3. Resultado de una alta viscosidad del crudo.

Una alta viscosidad provoca una disminución en la productividad de un pozo, entre

mayor sea la viscosidad, menor será la productividad del pozo como se muestra

en la gráfica 2.11. Es evidente que debido al incremento de la viscosidad, y

consecuente disminución del gasto, se presentará flujo laminar, aunque esto

ocurre para valores alrededor de 100 [cp], y para valores mayores, se tiene un

efecto menor en el gasto de producción.

Gráfica 2.11. Efecto de la viscosidad en el gasto de producción.

14

Este efecto puede ser explicado al analizar la ecuación 1.9:

𝐽 =𝑞


𝑘𝑕


+ 𝑆 2.8

Debido a que la viscosidad es inversamente proporcional al índice de

productividad, y al gasto de producción, un aumento en su valor provocará una

disminución en la productividad del pozo, lo cual es comprensible ya que la

viscosidad es un parámetro que afecta las perdidas por fricción. Como se puede


85

observar, la viscosidad juega un papel muy importante en la producción de

hidrocarburos pesados, ya que debido a esta se tendrá una gran caída de presión

dada su relación con las perdidas por fricción.

Es importante destacar, que cuando existen fluidos muy viscosos, la única manera

de producirlos es aumentando su temperatura, ya que la viscosidad se ve afectada

en mayor parte por ésta, aunque en algunos casos, ha sido posible producir

crudos muy viscosos sin necesidad de aumentar su temperatura, tal es el caso del

método de producción en frio utilizado en Canadá, en el que aceite asociado a

formaciones de areniscas es producido junto con arenas. Este método de

producción en frio, no es aplicable para formaciones carbonatadas, debido a que

estas están consolidadas.

2.6. Métodos de producción de hidrocarburos pesados.

Actualmente los hidrocarburos pesados pueden producirse mediante dos métodos

generales, los cuales son: métodos térmicos, y métodos convencionales o de

producción en frio. Los métodos térmicos son aquellos con los cuales se aumenta

la temperatura del fluido, para conseguir una disminución en la viscosidad,

mejorando así la movilidad del fluido y consecuentemente la productividad, ya sea

a nivel de pozo o yacimiento. Los sistemas de interés para este tipo de métodos

son los de calentamiento eléctrico del fondo del pozo, tales como cable calentador,

calentador de tubería, calentamiento con microondas, entre otros.

Por otra parte los métodos convencionales, o de producción en frio, contemplan

otro tipo de aspectos para la optimización de la producción, como la disminución

de la densidad con inyección de diluyentes, o el aumento del área de aporte de

fluidos con pozos horizontales. Aunque para la producción en frio generalmente se

usa algún tipo de sistema artificial de producción, y si bien la mayoría de los SAP

son utilizados para la producción de pesados, los que actualmente están siendo

más comunes son el bombeo de cavidades progresivas y el bombeo

electrocentrífugo sumergido.

Los sistemas que se describirán con más detalle en capítulos posteriores, son

sistemas que añaden energía solo a nivel de pozo, debido a que se consideró que

si desea mejorar la productividad de un pozo, estos representarían un menor

costo, ya que no contemplan, por ejemplo, la perforación de más pozos como es el

caso de algunos métodos de recuperación mejorada.


86

REFERENCIAS:

1. Guo Boyun, Song Shanhong, Chacko Jacob y Ghalambor Ali. “Offshore

pipelines”, 1ª ED., ed. Elsevier, USA, 2005.

2. Guillermo Centeno, Trejo Fernando, Ancheyta Jorge y Antonio Carlos,

“Precipitación de asfaltenos del crudo Maya en un sistema a presión”, 2004.

3. Delgado José, “Asfaltenos: composición, agregación, precipitación”, #1, FIRP,

Venezuela, 2006.

4. Alayon Mario, “Asfaltenos: Ocurrencia y floculación”, FIRP, Venezuela, 2004.

5. C. Pierre, L. Barré, A. Pina y M. Moan, “Composition and heavy oil reology”, Oil

& Gas Science and Tecnology, Vol. 59, No. 5, pp. 489-501, Institut français du

pétrole, 2004.

6. L. Rodríguez, M. Castañeda, “Estudio de los fenómenos de cristalización de

parafinas en el comportamiento fluidodinámico de crudos parafinicos-fase1”,

CT&F- Ciencia, Tecnología y Futuro, Vol. 2, No. 2, Ecopetrol-Instituto

Colombiano del Petróleo, 2001.

7. Congreso Internacional de crudos pesados, Cámara Petrolera de Venezuela

Capitulo Monagas, “Uso de nueva generación de reductores de viscosidad en

fase hidrocarburos, para mantener y/o incrementar la producción y transporte

de crudos pesados y extrapesados”, 2008.

8. IMP, “Programa de explotación de campos en aguas profundas”, Centro de

tecnología Costa-Afuera (CTC), México, 2009.

9. Cortez Fernando, Triviño Tomás, “Metodología para el control de parafinas”,

Petrobras Energía S.A.

10. J.G. Speight, “Petroleum asphaltenes Part 1, Asphaltenes, Resins and the

estructure of petroleum”, Oil & Gas Science and Tecnology, Vol. 59, No. 5, pp.

467-477, Institut français du pétrole, 2004.

11. J.G. Speight, “Petroleum asphaltenes Part 2, The effect of asphaltenes and

resin constituents on recovery and refining processes”, Oil & Gas Science and

Tecnology, Vol. 59, No. 5, pp. 479-488, Institut français du pétrole, 2004.

12. Garaicochea Francisco, Bernal César, López Oscar “Transporte de

Hidrocarburos por ductos”, Colegio de Ingenieros Petroleros de México,

México, 1991.

13. Beggs Dale, “Production Optimization Using Nodal Analysis”, OGCI and

Petroskills Publications, USA, 2003.

14. Brown Kermit, Beggs Dale, “The technology of artificial lift methods”, PennWell

Books, Vol. 1, USA, 1977.

CAPITULO III. Calentamiento eléctrico de pozos.

87

CAPÍTULO III

CALENTAMIENTO ELÉCTRICO DE POZOS

La temperatura juega un papel muy importante en la presencia de diferentes

problemas asociados a la producción de hidrocarburos pesados, tales como la

deposición de parafinas, asfaltenos e hidratos. Además la temperatura puede

afectar en gran medida el comportamiento de la viscosidad, por lo que se han

estudiado diferentes métodos para la producción de hidrocarburos pesados, entre

ellos el calentamiento eléctrico, que actualmente tiene diferentes aplicaciones,

como el calentamiento del fondo del pozo; tratamientos para el depósito de

parafinas, asfaltenos e hidratos; tratamiento de calentamiento de la formación;

calentamiento de líneas de flujo; entre otras.1

La producción inicial de los crudos pesados y viscosos, puede ser acelerada con

el uso de calentadores de fondo, los cuales proveen energía a la vecindad del

pozo, disminuyendo la viscosidad del aceite, aumentando su movilidad e

incrementando el gasto de producción. El calentamiento eléctrico del pozo

consiste en proveer corrientes eléctricas para generar calor e incrementar la

temperatura en la vecindad del pozo. Existen dos tipos de calentadores de fondo

en la industria petrolera: los calentadores inductivos, los cuales generan calor de

acuerdo a la ley de Maxwell; y los calentadores resistivos, los cuales generan calor

de acuerdo al efecto de Joule. En el segundo caso, la transferencia del calor es

por conducción y requieren un tiempo extenso para calentar el yacimiento.2

El uso de la electricidad para la recuperación de aceite no es un tema nuevo, el

calentamiento eléctrico del yacimiento fue empleado en 1969 para la recuperación

mejorada de aceite (Pizarro y Trevisan, 1990) y un número de variantes de este

proceso fueron patentadas en los 70’s (Jill 1970; Crowson 1971; Kern 1974;

Hagerdorn 1976; Pritchett 1976); Otros han estudiado el flujo de la corriente

directa en la formación productora como una forma de incrementar el flujo del

fluido, y la permeabilidad relativa del aceite (Chillingar , 1970). Además muchos

investigadores han explorado las aplicaciones de la corriente alterna para el

calentamiento in-situ (Pizarro y Trevisan, 1990). Los yacimientos candidatos para

usar este tipo de tecnología son aquellos en los que:

La inyección de vapor no es aplicable.

Un modesto cambio en la temperatura produce cambios significativos en la

producción.

La formación productora es de calizas con crudo pesado.


88

La formación productora sea de arena de 5 [ft] o mayores.

Exista una baja saturación de agua in-situ.

Exista daño en la vecindad del pozo.

El crudo tenga viscosidades mayores a 100 [cp].

Se tengan pozos sin estimulación con producciones menores a 30 [bls/d]

Se tengan pozos previamente completados sin instalaciones térmicas.

Se tengan pozos horizontales de larga extensión.

El calentamiento eléctrico del pozo ha sido satisfactoriamente aplicado para

incrementar la temperatura en zonas de la vecindad del pozo, además, en

diferentes casos se han realizado estimulaciones con sistemas de calentamiento

resistivo, dieléctrico y de inducción, que aplicados en los pozos adecuados,

lograron aumentar el gasto de producción. Las herramientas de calentamiento

eléctrico pueden ser divididas en tres categorías basándose en la frecuencia de la

corriente eléctrica utilizada:

1. Herramientas de corriente de baja frecuencia, por ejemplo, calentamiento

resistivo, calentador de tubería y cables calentadores.

2. Herramientas de calentamiento por inducción, las cuales se dividen en dos

tipos:

a. Herramientas de corriente de alta frecuencia, mismas que se utilizan

en los métodos de calentamiento con microondas.

b. Herramientas de corriente de frecuencia variable, son herramientas

que tienen la capacidad de utilizar un amplio rango de frecuencia de

baja a media, en función de las corrientes de calor y requisitos de

temperatura deseada, utilizadas en el calentamiento por inducción.

3. Calentamiento por vibraciones ultrasónicas.

3.1. Herramientas de corriente de baja frecuencia.

El calentamiento eléctrico con herramientas de baja frecuencia se logra con base

en el efecto de Joule, el cual se debe a que cuando se hace fluir una corriente

eléctrica a través de un conductor, parte de la energía cinética de los electrones se

transforma en calor, debido a los choques que sufren con los átomos del material

conductor, elevando la temperatura del mismo. Estas herramientas pueden ser

divididas en dos tipos:


89

Tipo 1: estas herramientas hacen fluir una corriente eléctrica a través del

yacimiento, en la vecindad del pozo, convirtiéndolo en el elemento conductor, por

ende elevan la temperatura del mismo y la de los fluidos que contiene.

Tipo 2: estas herramientas incluyen un material resistivo, del cual sus propiedades

propician que tenga altas pérdidas óhmicas, consiguiendo la elevación de la

temperatura del mismo, y a su vez ésta es transferida al fluido que está siendo

producido por el yacimiento y que está en contacto con este elemento o en zonas

cercanas.

La compañía Uentech International Corp. y sus empresas asociadas, desarrollaron

otros tipos de sistemas de calentamiento con corriente de baja frecuencia, los

cuales son:

Sistema calentador de tubería. En este sistema, tubería de metal es

energizada de manera controlada con potencia eléctrica, y los principales

pozos candidatos son los que presentan parafinas, asfaltenos, sulfuro,

hidratos u otros depósitos sensitivos al calor en la tubería, un diagrama

esquemático es mostrado en la figura 3.1.

Figura 3.1. Sistema de calentador de tubería en un pozo vertical, y su perfil de

temperatura.3

Sistema de calentamiento del yacimiento por bloques, es análogo a la

inyección cíclica de vapor en el patrón inyección/producción, en un sistema

multi-pozos. Es otra extensión del calentamiento de la vecindad del pozo,

donde la corriente es dirigida a calentar el espacio entre los pozos, además

de la región de la vecindad del pozo. Esta es una tecnología experimental y


90

está siendo evaluada actualmente, una vista esquemática se muestra en la

figura 3.2.

Figura 3.2. Sistema de calentamiento del yacimiento por bloques, (Campo Rio Panon Brasil).3

La corriente eléctrica de las herramientas de baja frecuencia penetra a una mayor

profundidad que las de alta frecuencia, esto a temperaturas por debajo del punto

de vaporización del agua, aunque la temperatura de la zona afectada por la

herramienta es mayor en las de alta frecuencia. Debido a que el agua in-situ

provee una ruta de conducción iónica en los sistemas de calentamiento resistivo,

permite un menor costo en el suministro de energía.

Para justificar el uso de los calentadores eléctricos de baja frecuencia, deben ser

considerados el costo de limpieza periódica del pozo, incluyendo las pérdidas de

producción durante las mismas, reducción de la carga por fricción de los

raspadores (en el caso de uso conjunto al bombeo mecánico), tanto como el

incremento de la producción. El costo de instalación y operación del calentador

puede ser recuperado por el incremento en la producción y la reducción en el

mantenimiento del pozo, disminuyendo la frecuencia de mantenimiento de seis

semanas a seis meses en pozos que responden favorablemente. El costo total de

instalación de un calentador de fondo incluyendo calentador, cable, transformador

y un control automático, generalmente disminuye en un 25%, lo cual lo hace un

método considerablemente más barato que otros métodos de calentamiento del

fondo de pozo, o de tratamiento del pozo.

En un campo donde se instalo el calentamiento eléctrico a 65 pozos, los cuales se

eligieron aleatoriamente, el promedio total de la producción diaria fue de

aproximadamente 900 [bls/d] comparados con 300 [bls/d] esperados de las

curvas de declinación. Los estudios realizados por un operador mostraron un

incremento en la producción inicial en un 30% con 3 dólares de ganancia por cada


91

dólar invertido, incluyendo el costo de investigación. Además es posible que la

vida rentable de un pozo pueda ser prolongada de 5 a 10 años por la aplicación de

un calentador de fondo de pozo.


En este método, la corriente de baja frecuencia, usando un mecanismo de

conducción iónica, viaja a través del agua intersticial presente en el sistema matriz

del yacimiento. La energía eléctrica es convertida en calor debido a las perdidas

óhmicas asociadas a la formación, y el efecto total de la generación de calor

reduce la presión en la vecindad del pozo, por una disminución en la viscosidad y

aumento en la movilidad del crudo. La conductividad total en la formación puede

ser obtenida de la relación de Archie y Humble’s, dada en la ecuación 3.1. Lo que

demuestra que para que exista una estimulación por calentamiento eléctrico debe

existir agua intersticial.

𝑅 = 0.62 𝑅𝑤

𝜑2.15𝑠𝑤 2 3.1

La dependencia de la resistividad del agua, a la temperatura está dada por la

ecuación 3.2, donde Rw está en [ohm-metro] y T en [K].

𝑅𝑤 = 𝑅𝑤𝑡 𝑇𝑟 − 251.65

𝑡 − 251.65 3.2

Los componentes principales de estas herramientas son:

Ensamble de electrodos, los cuales consisten en segmentos de

revestimiento y juntas aislantes, el diseño se hace previamente usando

estudios de optimización para determinar el flujo de potencia, basados en

las características del yacimiento.

Unidad de acondicionamiento de potencia, la cual provee la manera de

modificar la potencia de la línea (generalmente 480 [V], 50/60 [Hz]), a la

adecuada para el yacimiento. Se puede producir un rango de frecuencias

para optimizar el consumo de potencia y la eficiencia del flujo de corriente a

la formación. Es típico en las unidades de acondicionamiento, que la

potencia disponible sea de 100 [kW], además pueden conectarse en

paralelo o en serie para que coincidan con los diferentes requisitos de

carga.


92

Sistema de transferencia de potencia, está constituido por tubería, cables o

una combinación de ambos, este sistema esencialmente provee la manera

de transmitir la electricidad de forma eficiente y segura.

Sistema de tierra, está diseñado para regular el flujo al yacimiento.

Sistema de registro/monitoreo, provee el hardware y software para el

control manual o automático, y monitoreo de la potencia y temperaturas, a

través de sondas instaladas en los sistemas.

La corriente viaja de la unidad de acondicionamiento de potencia, a través del

sistema de transferencia hasta el ensamble de electrodos, y es forzada a regresar

a través de la matriz del yacimiento hacia la unidad de acondicionamiento de

potencia a través del sistema de tierra. En la figura 3.3 es mostrada una

configuración para un pozo vertical, y en la figura 3.4 en un pozo horizontal.

Figura 3.3. Calentamiento eléctrico de baja frecuencia de un pozo vertical.

3


Debido a que no se puede confiar en que el yacimiento conducirá la corriente

eléctrica o la radiación electromagnética, existen cables comercialmente

disponibles que son calentadores eléctricos resistivos (Afkhampur, 1985). Con

este sistema la formación no necesita la presencia de la salmuera para transportar

la corriente eléctrica, existen dos tipos: cables calentadores y calentadores de

tubería, ambos sistemas pueden ser utilizados para el calentamiento del fondo del


93

pozo, pero los calentadores de tubería, además pueden ser usados para calentar

zonas en la que pueda existir la presencia de parafinas e hidratos.

Figura 3.4. Configuración del calentamiento eléctrico de baja frecuencia en un pozo horizontal.

3

3.1.2.1. Cables calentadores.

En la industria petrolera pueden ser encontrados tres tipos de cables para el

calentamiento del fondo de pozos, los cuales han sido desarrollados por la

empresa Tyco Thermal Controls. En estos sistemas de calentamiento es utilizado

cable especial, el cual está definido como un sistema trifásico que cuenta con un

cable de distribución de energía, un transformador, un espaciador flexible, y

armaduras de acero galvanizado que ofrecen resistencia a los daños mecánicos y

al medio ambiente corrosivo. Su configuración típica es como la que se muestra

en la figura 3.5.

Los tres tipos de cables disponibles se llaman PetroTrace DHSX, MI y STSi, sus

características principales son:

El cable Petrotrace DHSX permite mantener la temperatura por encima de

los 50 [ºC], proveyendo 41 [W/m], está compuesto por un cable protegido

por una cubierta de polímero flexible, que lo hace fácil de instalar en la

parte externa de la TP, en este sistema de calentamiento se garantiza su

funcionamiento en la prevención de la formación de parafinas e hidratos

(figura 3.6a).

EL cable PetroTrace MI permite mantener la temperatura por encima de los

482 [ºC], suministrando 656 [W/m], su aislamiento de aleación 825 (níquel-


94

acero-cromo, de alta resistencia a la corrosión), lo hacen resistente en un

amplio rango de operaciones en las que se requieran alto poder y altas

temperaturas, además están disponibles en un amplio rango de niveles de

potencia y medidas, lo que los hace ideales para su uso en el

aseguramiento de flujo y calentamiento del fondo del pozo con longitudes

mayores a 1200 [m] (figura 3.6b).

Figura 3.5. Sistema de calentamiento con cable de aislamiento mineral.

4

Por último, el cable PetroTrace STSi, permite mantener la temperatura por

encima de los 149 [ºC], supliendo 150 [W/m], El calentador está constituido

por un tubo roscado, que lo hace fácil de instalar sin la necesidad de una

plataforma de trabajo, esta tecnología permite que se desplieguen varios

kilómetros de circuito continuo, permitiendo su uso en aseguramiento de

flujo en aplicaciones en aguas profundas (figura 3.6c).

Figura 3.6. Componentes de cable, a) Cable DHSX, b) Cable MI, c) Cable STSi.

4


95

Estos dispositivos son de fácil instalación, por lo que están disponibles en poco

tiempo, además tienen bajos costos de inversión, son resistentes en condiciones

de alta presión en los pozos. Por otra parte, comparados con otros sistemas de

remediación de problemas asociados con la temperatura, presentan grandes

ventajas, mismas que son resumidas en la tabla 3.1.

Cables

calentadores Vs

Aceite caliente

Cables calentadores

Vs raspado

mecánico

Cables calentadores

Vs aditivos

químicos

Cables calentadores

Vs inyección de

vapor

Elimina o reduce el

tiempo de remoción

de parafinas

No existe riesgo de

perforar la tubería.

No provoca efectos

negativos para las

refinerías

No se necesitan

calderas para vapor

No provoca daño a la

formación Bajo costo

No se manejan

materiales

inflamables ni tóxicos

No se requieren líneas

de inyección de vapor

hacia los pozos

Operaciones y

mantenimiento

convencional.

No se interrumpe la

producción

No se requiere de

equipo de inyección

No existen problemas

de enfriamiento

durante un cierre.

Tabla 3.1. Ventajas de los cables calentadores en comparación con distintos métodos de

remediación de problemas, asociados a la producción de hidrocarburos pesados.4

Los cables que son mayormente usados en la industria son los de tipo MI, los

cuales, como se ha mencionado anteriormente, son utilizados en los sistemas de

calentamiento del fondo del pozo, este tipo de cable en general tiene una sección

transversal de 2.5 por 0.8 [cm], y una longitud que puede variar de 300 a más de

1000 [m], lo que los hace prácticos para su instalación en pozos horizontales. El

calor de salida de estos sistemas puede variar de 8 a 656 [W/m]. El dispositivo fue

realizado por Afkhampur en 1985, quien lo operó con 480 [VAC]. Este sistema

proporciona las siguientes ventajas:

1. Es posible producir en pozos de aceites pesados.

2. Es un sistema apropiado para eliminar tiempos de cierre por problemas

asociados a las incrustaciones y parafinas.

3. Es económicamente rentable.

4. Los requerimientos de energía son bajos.

5. Su versatilidad lo hace muy atractivo en comparación con otras alternativas.

Tipos de cable calentador MI. Los cables calentadores MI se encuentran en

cuatro configuraciones, las cuales son mostradas en la tabla 3.2.


96

Diseño del cable

con aislamiento

mineral

Números de

conductores Configuración

A Conductor

simple clase I

B Conductor

simple clase II

C Conductor dual

clase I

D Conductor dual

clase II

Tabla 3.2. Configuración de los cables MI.5

El diseño del tipo D es mostrado en la figura 3.7, todos los cables incluyen una

sección calentadora y una sección de cable frío. Estas secciones se unen en un

empalme frío/caliente, donde el elemento calentador es empalmado con cables

que cuentan con una mayor conducción, mismos que son llamados cables fríos,

debido a que sirven para proporcionar la corriente eléctrica al cable calentador, y

su mayor conductividad no permite el calentamiento del mismo.

Este tipo de cables cuentan con una transición final en el extremo de la sección

del cable frío, la cual brinda un sello ambiental y las terminaciones necesarias para

la conexión eléctrica, además en el extremo opuesto, son unidos cables

conductores con diseño D, mismos que sellan herméticamente dentro de una tapa

final. Los cables calentadores MI están disponibles para diversas aplicaciones, y

tienen diferentes materiales en su cubierta exterior, la cual hace posible que estos

puedan aplicarse en un amplio rango de temperaturas.

Figura 3.7. Vista lateral de un cable calentador MI de tipo D.

5


97

Normalmente un sistema típico de calentamiento de pozo con cable MI consiste en

un cable blindado, un sello final, una conexión de alimentación, un cable de

conexión de alimentación, un penetrador eléctrico, el montaje, y el cable de

superficie como se muestra en la figura 3.8. La sección de calentamiento es

instalada en el tubo de producción con canales de acero.

Figura 3.8. Sistema de calentamiento PetroTrace MI.

6

Este dispositivo fue implementado por la empresa Tyco Thermal Controls para la

producción de crudos pesados en pozos someros de California en EUA, en el año

2005, en pozos verticales de 305 [m] de profundidad y una zona de interés de 27

[m]. En estos casos se introdujo un cable calentador MI para mejorar la movilidad

del crudo con una densidad de 13 a 9 [ºAPI]. El dispositivo fue provisto de 27 [kW]

de energía en la zona de interés a 600 [V], produciendo una densidad de potencia

de 300 [W/ft], con lo que se logro aumentar la producción de 3 a 20 [bls/d].

También fue implementado en pozos de Venezuela en la faja del Orinoco, para

mejorar la movilidad de crudos extrapesados con densidades de 16 a 8 [ºAPI] en

el año 2008, en pozos horizontales de aproximadamente 1219 [m] de profundidad

vertical. El calentador fue configurado con tres secciones de cable calentador MI,

provisto de 65 [kW] a lo largo de 914 [m]. Este dispositivo redujo la viscosidad

considerablemente, incrementando la temperatura aproximadamente 10 [ºC] en


98

menos de un día, obteniendo como resultado un incremento de la producción de

65%, de 340 a 560 [bls/d].

Instalación típica de un cable calentador. Para la instalación de este tipo de

sistemas, las empresas fabricantes sugieren que es importante asegurar que las

herramientas y equipos adecuados están a la mano, además que el personal

debe estar debidamente capacitado y calificado para desempeñar una tarea

específica. Como medidas de precaución recomiendan tener plena seguridad de

que el carrete del cable esta correctamente asegurado, que los equipos están en

buenas condiciones operativas, y que no deben ser utilizados equipos de potencia

para tirar del cable durante la instalación. Además, que se deben adoptar las

medidas de seguridad necesarias para proteger al personal, así mismo para evitar

daños al calentador por golpes con instrumentos cortantes, y cuando se

está deslizando sobre objetos punzantes.

Para la instalación, se debe contar como mínimo con: guantes de protección para

las manos, detector de gas metano y/o detector de gas H2S, lentes de seguridad,

casco, protección auditiva, arnés de seguridad, además de un manual de

seguridad. Antes de la instalación del sistema de calentamiento, se deben seguir

los siguientes pasos, para asegurar que ésta será eficiente y segura:

1. Se debe asegurar que los dispositivos de elevación y las correas son

adecuados para el peso.

2. El calentador no debe estar en contacto con horquillas elevadoras o correas

durante la instalación. No se debe dañar el calentador cuando se mueva

todo el carrete.

3. Se debe Instalar la polea de 9 a 12 [m] por encima de la plataforma de piso,

libre de obstáculos y equipo de manipulación.

4. Se debe conectar un cable de seguridad a la polea, e instalar el carrete del

cable calentador.

5. Se comprueba la resistencia del aislante y continuidad del calentador antes

de comenzar la instalación, y se coloca el equipo de anillamiento cerca de

la zona de instalación de la tubería.

6. Si se utiliza el equipo de anillamiento neumático, la herramienta de

suspensión se instala con una cuerda elástica, y se conecta el equipo de

anillamiento neumático, y se realizan las comprobaciones de presión.

7. Se hace una pre-instalación de bandas sujetadoras en las ranuras del canal

protector de acero, tomando en cuenta que el sello final requiere de dos

bandas de acero.


99

Además se debe realizar una prueba de la resistencia del aislamiento del

calentador 5 veces durante la instalación, una al iniciar la instalación, tres después

de un avance de 25% en la instalación y otra al finalizar.

En general la instalación se realiza empalmando el calentador a la tubería (figura

3.9a), cubriéndolo con un canal de acero (figura 3.9b), y protegiéndolo en los

coples de la tubería con otro canal como se muestra en la figura 3.9c, la tubería va

siendo corrida a través del pozo, y el cable calentador es introducido junto a la

misma.

3.1.2.2. Sistema calentador de tubería.

Existen dos tipos de calentadores de tubería en la industria petrolera, uno

diseñado por la empresa Tyco Thermal Controls (DHH, DownHole Heater), y otro

desarrollado por la empresa Petrostar Petroleum Corporation (DHT, Downhole

Heater Tool).

Sistema DHH. Un calentador DHH típico de tubería está constituido por cuatro

elementos conductores con revestimientos metálicos, ensamblados en una

construcción de un solo cuerpo como se muestra en la figura 3.10a. Los

conductores de los elementos del calentador terminan en un cuerpo de acero con

una extensión tubular para conectar el cable de potencia, además, los

revestimientos metálicos y las conexiones de los conductores son sacados por

una ranura hecha en dicha extensión (figura 3.10b).

Figura 3.9. Instalación típica de un calentador de fondo del pozo.

7


100

Los calentadores de tubería están diseñados para ser instalados dentro de la

tubería de producción, y pueden ser utilizados para el calentamiento del fondo del

pozo, o en el aseguramiento de flujo para evitar la deposición de parafinas, o

hidratos. El fluido que está siendo producido está en contacto directo con los

elementos conductores utilizados en estos calentadores de tubería, lo que permite

el aumento de la temperatura del fluido.

Cuando el calentador de tubería es empleado en combinación con un calentador

de fondo del pozo, pueden ser conectaos en paralelo, es decir, el circuito del

calentador de fondo pasa a través del calentador de tubería. Los calentadores de

tubería pueden ser instalados justo por debajo de la profundidad de formación de

parafinas, asfaltenos o hidratos.

Desde que los calentadores de tubería son aplicados para complementar el

calentamiento de fondo del pozo, o para elevar la temperatura del fluido solo lo

suficiente para prevenir depósitos de parafina en la tubería, el rango de energía

800 [kw] utilizado no es tan grande como el usado normalmente en los

calentadores de fondo del pozo. Este tipo de sistemas pueden ser utilizados para

proveer altas temperaturas, mismas que pueden alcanzar los 204 [ºC], en

aplicaciones de calentamiento de fondo del pozo, y en el caso de aseguramiento

de flujo se puede mantener una temperatura de 85 [ºC] por longitudes hasta de

2000 [m].

Figura 3.10. a) Cuerpo del calentador de tubería, b) Conexiones de un calentador de tubería.

8

La configuración típica de un sistema DHH para el calentamiento de fondo del

pozo incluye, el cable de calentamiento eléctrico, cable eléctrico frio, equipos de

conexiones de potencia y terminaciones, sistemas de sujeción, medidores de


101

temperatura, conexiones de la cabeza del pozo, además de equipo de control y

monitoreo (figura 3.11).5

Figura 3.11. a) Sección transversal del calentador de tubería, b) Configuración típica de un

calentador de tubería.7

Sistema DHT. Son sistemas para generar calor en el fondo del pozo, además

estos dispositivos pueden aumentar la presión y generar vapor (figura 3.12), su

principio de funcionamiento es el mismo que el del sistema de calentamiento DHH,

al igual que su configuración. Estos dispositivos están enfocados especialmente

en la generación de vapor, mismo que se logra por medio del calentamiento

eléctrico en el fondo del pozo. Pueden ser colocados tanto en pozos verticales, así

como en horizontales, son conectados a una fuente de potencia en la superficie,

por medio de un cable cubierto de tubería roscada. El sistema DHT es calentado

en el fondo del pozo hasta alcanzar una temperatura lo suficientemente alta para

generar calor, vapor y presión. A pesar de que su principio de funcionamiento es el

mismo que los sistemas de calentamiento de tuberías, las aplicaciones del sistema

DHT son mayores, debido a que pueden ser utilizados para el calentamiento

eléctrico del fondo del pozo; para el calentamiento eléctrico, generación de vapor y

presión; y el calentamiento de tanques de almacenamiento.


102

En pruebas realizadas por la empresa Petrostar Petroleum Corporation, en el año

2007, obtuvieron como resultados un incremento de 600% en la producción de un

pozo al que se le implemento este sistema, comprobando que la implementación

del mismo es más rentable que tecnologías como la de drenaje gravitacional

asistido con vapor, y la de Extracción con Vapor, mismas que son ampliamente

usadas, pero que requieren de altas inversiones de capital y energía. El sistema

DHT ofrece un costo menor, ya que no se requiere de grandes inversiones para la

construcción, diseño y operación como en los otros dos métodos, lo que resulta en

una mayor rentabilidad.

Figura 3.12. Sistema DHT siendo probado en superficie.

8

En la aplicación de este sistema para la producción de hidrocarburos pesados, se

suspende frente a los disparos, proveyendo cerca de 10 [kW] de potencia, y 20

[kW] en forma de calor al fondo del pozo. Las ventajas obtenidas son las

siguientes:

Incremento de la producción hasta un 30% o más de la reserva original.

Puede permanecer en uso incluso después de que el corte de agua

aumenta.

El costo por unidad puede variar de $250000 a $500000 [dólares/unidad]

dependiendo de la profundidad del objetivo, comparados con un costo de

$10 millones por la implementación de los métodos convencionales de

inyección de vapor.

Este sistema puede ser usado además para pozos productores de aceites con alto

contenido de parafinas, permitiendo mantener la temperatura del fluido mayor a la

temperatura en que las parafinas comienzan a depositarse. Como en este tipo de


103

aplicaciones no es necesario mantener una temperatura de 100 [ºC] o más, se

puede disminuir el tamaño de la herramienta, y por lo tanto se consigue un menor

costo.

3.1.2.3. Selección de cables y sugerencias de instalación.

La selección y las propiedades de instalación de cables para los calentadores

determinan el éxito o fracaso económico de la instalación del calentador. Con el

calor que está siendo aplicado, la temperatura en la vecindad del pozo puede

llegar a ser máximo de 300 [ºF], la presión del fondo puede ser muy alta, y el fluido

puede ser incluso corrosivo. Cuando se corre el cable dentro del pozo, el aislante

puede dañarse al rosarse con las paredes de la TR o con las paredes del pozo. En

las aplicaciones se han encontrado tres tipos de fallas en el cable:

1. Fallas debido al daño durante la instalación.

2. Fallas de los empalmes de las terminaciones del cable con el calentador.

3. Falla de la tubería de revestimiento y del aislante debido al ataque de

fluidos corrosivos.

Selección de cables. En la selección del cable, se debe considerar la

temperatura requerida para aplicaciones en presencia de parafinas y altas

viscosidades. Para pozos con problemas de parafinas, se debe aumentar la

temperatura a 200 [ºF]. Hay muchos fabricantes de cables que ofrecen el tipo

PVC, que son cables con aislante termoplástico que trabajan en un rango de

temperaturas de alrededor de 175 [ºF]. El PVC tiene una excelente resistencia al

aceite, pero dado que es plástico sus limitaciones son para temperaturas

elevadas, aunque hay cables PVC que están en un rango de temperatura máxima

de 175 [ºF], estos pueden operar eficientemente a 200 [ºF].

El cable tipo AVL, trabaja en un rango máximo de temperatura de 230[ºF]. El tipo

AVL tiene un aislante de asbesto y con una cubierta adicional de aislante de

algodón recubierto de barniz o aceites (varnish cambric insulation). Este cable es

ideal para situarlo en el fondo del pozo con temperaturas de 200[ºF], ubicados en

una zona caliente por debajo del nivel de fluidos. Para calentadores que reducen

la viscosidad de crudos pesados, las temperaturas de la zona caliente puede

aproximarse a los 300[ºF], actualmente este no es un cable recomendado para

aplicaciones con tan altas temperaturas.

El cable con aislante mineral y recubierto de cobre puede trabajar continuamente a

temperaturas mayores a 450 [ºF], y cualquier presión en pozos de aceite. Sin

embargo, los fabricantes del cable no recomiendan estos cables para este tipo de


104

pozos, ya que pueden tener la presencia de agentes corrosivos en algunos

hidrocarburos. Este tipo de cables han sido instalados en varios pozos de

California y trabajaron satisfactoriamente, además han sido ocupados para altas

temperaturas en zonas calientes de 100 a 150 pies por encima del calentador.

Algunos métodos de protección del conductor pueden ser considerados: como

correr el cable dentro de un tubo de una pulgada para zonas de temperaturas

altas y después usar un cable de aislante PVC.

Un tipo de cable usado en instalaciones con altas temperaturas es el cable con

cubierta de aluminio. Este tipo de cable tiene una resistencia superior a la

corrosión, pero su rango de temperaturas es menor que la del cable de aislante

mineral, y es más propenso al daño físico.

El trabajo de desarrollo y experimentación, se ha llevado a cabo por algunos

fabricantes de cables, los que han encontrado que aislantes utilizados, como los

compuestos de neopreno, pueden ser usados para aplicaciones con altas

temperaturas.

Para las aplicaciones de calentamiento en el fondo del pozo con temperaturas de

alrededor de 230 [ºF], existen un gran número de cables en desarrollo que

muestra posibilidades muy prometedoras. Para la selección de las propiedades

del cable se deben considerar cuidadosamente las condiciones de temperatura en

el fondo del pozo, presión y características corrosivas del fluido.

Empalmes. La terminación del cable al calentador es tan importante como

seleccionar el propio cable, para lo que uno de los métodos más apto para hacer

estos empalmes es usando un equipo de empalme de resina adhesiva, la cual no

se liga químicamente con el neopreno o el nylon; sin embargo, para tener un buen

sello ajustado, cables constituidos por esos materiales aislantes pueden ser

recubiertos con fundiciones epóxicas, mismas que puede adherirse a metales,

neopreno, nilón y a la resina, con lo que se asegura un buen sellado. El empalme

completo puede ser recubierto con cinta adhesiva. La selección de este empalme

está basada en las propiedades generales de las fundiciones epóxicas. La

temperatura máxima de servicio del adhesivo de resinas epoxico es alrededor de

los 300[ºF] a presión atmosférica, esto es considerado que sea resistente a todos

los ácidos y bases presentes en el aceite crudo.

Zona Caliente. Es la distancia en un pozo petrolero entre el elemento que

calienta y un punto alrededor del calentador, al cual la temperatura del aceite no

es mayor a 150[ºF]. La mayor parte del calor será transferido a la formación frente

al calentador, y la otra parte del calor será transferida por conducción al aceite


105

cerca del calentador. Es complicado tratar de expresar una fórmula para la

transferencia de calor, por la cantidad de suposiciones que se requieren. Para

todos los propósitos prácticos la zona caliente se extiende de 100 a 150 [ft].

Localización del calentador. El calentador es conectado en algún punto a una

sarta de tubería, generalmente un nipple perforado. El nivel mínimo aceite a ser

mantenido en el fondo del pozo, debe estar siempre sobre el calentador, para

asegurar una buena transferencia de calor al aceite y a la cara de la formación,

por lo que se excluye la posibilidad de que el calentador se opere en el aire.

Generalmente, el nivel mínimo debe ser mantenido lo suficiente para que la cara

de la formación siempre este cubierta con aceite. Una razón para esto es que la

parafina se puede acumular en la cara de la formación cuando está expuesta, y

las condiciones para la formación de gas y ceras congeladas es ideal. La

acumulación de parafinas es más rápida cuando la película de aceite fluyendo es

tan delgada que no es suficiente para que las partículas de cera precipitada sean

acarreadas en suspensión. La precipitación de parafina puede ser eliminada si el

correcto nivel del fluido es mantenido y la formación es calentada adecuadamente,

para maximizar el flujo de aceite a través de la cara de la formación.

3.1.2.4. Consejos de instalación.

Para proteger el cable por daño con la pared de la tubería o del pozo, la sarta de

tubería debe ser mantenida cerca del centro de la tubería de revestimiento. Para

algunos pozos es necesario usar tres espaciadores, ¼ x 1½ x 2 [pg] espaciado

120º y soldados a cualquier tubería, como se muestra en la figura esquemática

3.13. Un método usado, es proteger el cable con una pieza corta de manguera

que no sea afectada por agua, aceite, o ácidos corrosivos, además de una banda

metálica para el cable, y una tubería de ½ pg.

3.1.2.5. Terminal superficial.

Una vez que el calentador y el cable han llegado a la profundidad adecuada, el

cable tiene que ser colocado a través de la boca del pozo. Puede ser colocada

una salida de gas en la tubería, o en un punto de la tubería de revestimiento, y el

cierre puede hacerse mediante la inserción de un reductor o un niple en una de las

salidas del gas. El reductor puede sr de ¾ [pg], el cable se puede colocar en un

conducto para su control. El circuito de retorno a tierra de la tubería de

revestimiento para el control o transformador, debe hacerse con un conductor

aislado. Los circuitos para el control y la caja del transformador deben ser

conducidos a tierra por medio de la tubería de revestimiento y boca del pozo.


106

Figura 3.13. Espaciadores de tuberías.

7

El sistema de control y el transformador son diseñados para que el tamaño del

cable y calentador coincidan, eliminan la necesidad de cálculos y hacen posible

que los proveedores tengan mayor aceite producido en la aplicación del


3.2.1.6. Controladores.

Si se desea controlar manualmente un calentador de fondo de pozos, todo lo que

se necesita es un interruptor de fondo, que es utilizado como medio para la

desconexión y protección contra cortocircuitos. Dado que la carga es constante y

varía sólo con las variaciones de voltaje, no se requieren controladores de

sobrecargas.

3.2. Herramientas de calentamiento por inducción.

Las radiaciones con frecuencias que van de un rango de 300 [MHz] a 300 [GHz],

son llamadas microondas (MW) y son utilizadas en herramientas para el

calentamiento dieléctrico de pozos.4 Otro método de calentamiento dieléctrico del

pozo son los campos electromagnéticos, que tienen frecuencias que van de 10 a

100 [MHz], los cuales al igual que las MW proveen calentamiento del medio

poroso así como del fluido en el yacimiento, con lo que se mejora la movilidad de

la fase aceite, en referencia a la fase gas y a la fase acuosa, lo que lleva a un

incremento en la producción de aceite. Estos métodos de calentamiento han sido

estudiados debido a que presentan una alta penetración en el yacimiento, y

además pueden ser usados en yacimientos de poco espesor. Aún están en

desarrollo, y existen estudios en los que se han realizado simulaciones, con las

que se pretende determinar que tan viable es utilizar este tipo de tecnologías para

la producción de hidrocarburos pesados.


107

3.2.1. Herramientas de corriente de alta frecuencia.

Estas herramientas son capaces de producir microondas (MW), las cuales inducen

el calentamiento de la formación y de los fluidos que contiene, en mediciones de

laboratorio se encontró que las arenas pueden absorber dichas MW, y alcanzan

altas temperaturas rápidamente (300 – 400 [ºC]). En laboratorio Wan et al. estudió

la descomposición térmica en arenas de Canadá impregnadas de alquitrán,

exponiéndolas a pulsos de microondas de corta duración (3-5 [s]) y una atmosfera

de presión, y encontró que había la presencia de una gran cantidad de

hidrocarburos ligeros, y que su distribución no cambiaba en presencia de agua..

Estos resultados muestran en una escala de laboratorio, que es factible utilizar las

radiaciones de MW para el calentamiento dieléctrico del fondo del pozo, para

aceites que contienen arenas.

Se han desarrollado diferentes equipos para suplir este tipo de energía al fondo

del pozo, para incrementar la temperatura de la vecindad del pozo y de los fluidos

producidos. Por ejemplo, Haagensen patentó un aparato para generar MW en la

superficie, y por medio de un coaxial se llevaba la energía al fondo del pozo.

Wilson, por otra parte, patentó un equipo similar, pero con pequeñas

modificaciones que permitía el uso de calentamiento con MW. También Jeambey

usó un generador de MW para el fondo del pozo, con el cual se podía medir la

constante dieléctrica de la formación, y el sistema podía ser optimizado para

alcanzar temperaturas muy elevadas (por encima de los 400 [ºC]).

En Oklahoma Bridges y sus colaboradores realizaron estudios de campo, en los

cuales usaron tres líneas de flujo insertadas en el pozo para calentar una limitada

cantidad de aceite producido, a principios de los 90’s. Se usó una radiación de 300

[MHz] para lograr llevar la temperatura en la vecindad del pozo de 18 a 100 [ºC], y

de 33 [ºC] a 15 [ft] del pozo, y se reporto un incremento en la producción de un

crudo de 6 [ºAPI], pero no se dan más detalles de este desarrollo.

Las microondas interactúan fuertemente con algunos materiales y débilmente con

otros, ya que la absorción de la energía depende de la frecuencia de la MW, de la

composición del fluido, y de la temperatura, por lo que esta interacción puede ser

usada para calentar sitios específicos. El calentamiento con MW no es como el

calentamiento convencional donde se calienta un cuerpo desde el exterior hacia el

interior, sino que la superficie del cuerpo puede ser calentada al mimo tiempo que

el interior, es decir, el calentamiento puede llegar a ser inmediato. Las

propiedades dieléctricas de los materiales o de una combinación de materiales

afecta en como reaccionaran las MW con los distintos materiales en un sistema

dado. Dependiendo del sistema, las MW pueden penetrar o ser reflectadas, por


108

ejemplo, en un sistema crudo/aditivo, las propiedades dieléctricas de cada uno va

a variar dependiendo de la cantidad de aditivo en el sistema, debido a que el crudo

presenta una constante dieléctrica baja y por lo tanto su capacidad para absorber

las MW es reducida. Otro factor influenciado por las propiedades dieléctricas del

sistema es la profundidad de penetración de las MW, la cual también se ve

afectada por el espesor a afectar, y por la frecuencia utilizada.

Algunos materiales absorben las MW fuertemente, por lo que se calientan

rápidamente, estos receptores de MW (por ejemplo metanol), pueden ser

mezclados con el crudo que es producido, mismo que no absorbe las MW

óptimamente, logrando mejorar rápidamente el calentamiento de la mezcla. Si se

logra entender como las MW afectan a los diferentes componentes de una mezcla,

de acuerdo a sus propiedades dieléctricas, se pueden desarrollar combinaciones

que resulten favorables a este proceso de calentamiento.

3.2.2. Herramientas de corriente de frecuencia variable.

El calentamiento por inducción electromagnética es un método para suministrar

calor de forma rápida, consistente, limpia, controlable y eficiente para distintas

aplicaciones. Los principios básicos de la inducción electromagnética son

ampliamente conocidos, una corriente eléctrica que circula por un conductor en

forma de bobina (inductor), genera un campo electromagnético en sus alrededores

como se muestra en la figura 3.14. La mayor intensidad del campo se da en el

núcleo de la bobina, y depende de la fuerza de la corriente de excitación y del

número de espiras de la bobina.

Figura 3.14. Bobina y campo magnético generado al circular la corriente, B (Campo magnético), ϕ

(diámetro de la bobina), H (longitud de la bobina).10


109

Las herramientas de calentamiento por inducción producen campos

electromagnéticos, que inducen remolinos en la corriente y pérdidas por histéresis,

las cuales se dan debido a las sucesivas magnetizaciones y desmagnetizaciones

en el material que está sometido al campo, lo que ocasiona que el revestimiento o

línea se calienten, transfiriendo dicha energía a la vecindad del pozo. Estas

herramientas son muy eficientes, e incluso se le han encontrado muchas

aplicaciones industriales a la tecnología de calentamiento por inducción.

En definitiva, lo que constituye un fenómeno indeseable en los circuitos eléctricos,

en transformadores y motores, es decir, las pérdidas provocadas por la inducción

electromagnética, se ha convertido en una herramienta de aplicación muy

difundida. El uso de transistores ha permitido alcanzar oscilaciones o frecuencias

del campo magnético tan amplias que pueden variar de los 60 [Hz], hasta los 60

[MHz], y por ende se pueden alcanzar temperaturas de cientos de grados, con

distinta profundidad de alcance, en tiempos mínimos, con gran precisión y

consistencia. Las ventajas del calentamiento por inducción se resumen en:

Ausencia de contacto físico.

Generación del calentamiento en el lugar requerido.

Ausencia de pérdidas en transferencias calóricas.

Rapidez y precisión.

Fácil automatización y control del ciclo de trabajo.

Estas herramientas están compuestas por un cierto número de inductores que

son instalados en el fondo de la tubería de producción y frente a la zona de los

disparos. El sistema de producción utiliza una tubería de revestimiento como un

elemento que se calienta inductivamente, para llevar a cabo el calentamiento de la

zona de producción que rodea el pozo. Un esquema del sistema de calentamiento

por inducción para un pozo vertical se muestra en la figura 3.15. La herramienta

de Inducción ha sido utilizada en pozos verticales principalmente. Las aplicaciones

en pozos horizontales están siendo investigadas. Los pozos candidatos para

aplicaciones de calentamiento por inducción se resumen a continuación:

1. Pozos con problemas de daño.

2. Yacimientos de aceite pesado que necesita pre-calentamiento antes de la

aplicación de otros procesos de recuperación.

3. Viscosidad del aceite de 50 [cp] o más.

4. Baja saturación de agua.


110

Los componentes básicos de un sistema de calentamiento por inducción son: La

fuente de potencia, la estación de calentamiento, los inductores y el material a

calentar.

Figura 3.15. Sistema de calentamiento por inducción en un pozo vertical.

3

3.3. Herramientas de vibraciones ultrasónicas.

Esta tecnología ha cobrado fuerza en china, y es estudiada para su aplicación en

campos de aceites pesados, ha sido comparada con métodos de estimulación

como la inyección de vapor, combustión in-situ, inyección cíclica de vapor, entre

otras. La estimulación con vibraciones es un posible método para mejorar la

producción de aceite e incrementar el porcentaje de recuperación de la reserva

original. La fuerza de vibración introducida en un yacimiento puede mejorar la

movilidad del crudo de diferentes formas: disminuyendo las fuerzas capilares,

reduciendo la adhesión entre los fluidos y la roca, o causando que las gotas de

aceite se unan y fluyan junto al flujo de agua.

La estimulación con vibraciones puede mejorar la eficiencia del proceso de

recuperación de hidrocarburos pesados, utilizando ondas sónicas de diferentes

frecuencias. Las oscilaciones son generadas con aparatos sónicos y la energía es

transmitida por las ondas sónicas, las cuales son similares a las ondas ligeras, es

decir se pueden propagar a través de sólidos, líquidos y gases, con diferentes

velocidades. Como el sonido es inducido a través del material, las partículas

pueden ser descritas por la amplitud, frecuencia, velocidad y aceleración, cuando


111

se mueven, por lo que se puede decir que las ondas de alta frecuencia proveen

energía ultrasónica, las cuales tienen un rango de 2 [MHz].

3.3.1. Investigaciones hechas acerca de las vibraciones ultrasónicas.

Las ondas ultrasónicas de corta amplitud poseen una fuerte habilidad de

propagación direccional. Cuando se propagan a través de líquidos y sólidos, una

pequeña cantidad de energía ultrasónica es absorbida y deteriorada, por lo tanto

tienen una alta capacidad de penetración. Las características de propagación de

las ondas ultrasónicas en el medio como la velocidad, deterioro y absorción, están

relacionadas con el modulo elástico del medio, la densidad, temperatura,

porosidad y viscosidad. Como resultado la tecnología de mejoramiento de la

recuperación de hidrocarburos con vibraciones ultrasónicas ha sido utilizada en

campos de crudos pesados en Rusia, EUA, Canadá y China.

Las ondas ultrasónicas tienen diferentes aplicaciones entre las que destacan tres,

mismas que han sido investigas, en su mayoría por científicos chinos. Una de las

aplicaciones es la influencia de las vibraciones ultrasónicas en la permeabilidad y

el medio poroso de la roca. Renyuan Sun et al. Investigaron la influencia de las

ondas ultrasónicas en la permeabilidad y medio poroso de la roca, obteniendo

como resultado que no solo el proceso ultrasónico puede incrementar la

permeabilidad de la roca, sino que también participa un fuerte efecto de histéresis.

Xiaowei Wu et al. llevaron a cabo investigaciones en algunos mecanismos de

producción con ondas ultrasónicas, en medios porosos, encontrando que el daño

provocado a la formación debido a la perforación, puede recuperarse de 61-88%

con la vibración ultrasónica.

Otra aplicación es la modificación de la viscosidad lo cual fue estudiado por

Xianghong Yan y Zhang Yaping, quienes desarrollaron en superficie

investigaciones usando ondas ultrasónicas y un agente activo, acerca del cambio

de la viscosidad de un crudo pesado del campo Gudao, y sus resultados

mostraron que las ondas ultrasónicas pueden disminuir la viscosidad

efectivamente, incrementando la capacidad del crudo pesado para fluir, con lo que

se puede producir más crudo además de poderlo transportar por largas distancias.

Xutao Huang trabajó en el estudio de la influencia de la vibración ultrasónica en el

crudo producido en el campo Renqiu, e imprimo una gráfica de viscosidad contra

temperatura, encontrando que la viscosidad disminuía de un 25 a un 30% con la

aplicación de las ondas ultrasónicas.

Además, la vibraciones ultrasónicas pueden ser utilizadas en el control del

depósito de parafinas, Bin Lu y Zhang Jianguo et al. condujeron muchos trabajos


112

para el control de parafinas y depósitos de escamas, inventaron un dispositivo

para el control de parafinas con ondas ultrasónicas, y lo usaron para el

mejoramiento de la recuperación de aceite, ésta tecnología ha sido utilizada en 11

campos petroleros al este de china, lo que habla del buen desempeño que

presenta.

La vibración ultrasónica ha sido comparada con métodos de recuperación

mejorada, y presenta grandes méritos, además puede ser utilizada en una amplia

gama de problemas asociados con la producción. Esta tecnología puede ser

utilizada en:

Pozos con daño debido a una prolongada exposición al lodo de

perforación.

Pozos con daño que pudo ser removido con acidificación.

Pozos cercanos al contacto agua-aceite, que no pueden ser ajustados a

una estimulación por fracturamiento hidráulico.

Pozos con alto potencial de producción, pero que presenta una producción

pobre.

Pozos con aceites pesados y deposición de parafinas.

Además las vibraciones ultrasónicas tienen las siguientes ventajas:

Operaciones rápidas y cómodas.

Protege la zona productora y el pozo de daños.

Costos operacionales bajos.

Flexible para la aplicación conjunta con otro método de recuperación

mejorada

Protección al medio ambiente.

3.3.2. Efectos principales de las ondas ultrasónicas.

Las ondas ultrasónicas provocan diferentes efectos producidos por su viaje a

través del medio, efectos tales como el mecánico, de calentamiento, químico y

biológico, aunque todos los efectos presentes son atribuidos a los siguientes

efectos principales:

1. Efecto de la vibración lineal alternada. Las ondas ultrasónicas se propagan

a través del medio, haciendo que las partículas vibren alternadamente, lo

que causa tensión y presión acústica, que cambia periódicamente.


113

2. Cuando una onda ultrasónica de gran amplitud se propaga a través del

medio, ondas periódicas de choque en zigzag pueden ser creadas, las

cuales pueden crear un alto gradiente de presión en el frente de la onda, y

por lo tanto se producen una serie de efectos como alta presión, alta

temperatura, etc.

3. La vibración no linear puede formar ciertas fuerzas orientadas, de las

cuales la más importante es la fuerza adhesiva, debido a que esta causa

que las partículas se aproximen. Estas fuerzas orientadas directas pueden

contribuir con algunos de los efectos mecánicos como orientación y afinidad

cohesiva, etc.

4. Cavitación. Propicia la formación de burbujas en el líquido durante el ciclo

de disminución de la densidad. Cuando se da la compresión las burbujas

implosionan, es decir la burbuja colapsa aumentando la densidad de sus

componentes, y durante dicho colapso, grandes presiones son producidas,

las cuales pueden alcanzar cientos de atmosferas. Miles de estas burbujas

son formadas tan solo en un pequeño volumen del líquido.

3.3.3. Mecanismos de producción del aceite.

En general, las ondas ultrasónicas actúan en la formación y sus fluidos,

provocando seis efectos, el mecánico, el de cavitación, el térmico, el de

emulsificación, el de coagulación y el de reacción química.

Efecto mecánico. Cuando las ondas se propagan en un medio elástico, su

amplitud, velocidad y aceleración cambian significativamente, lo que provoca

diferentes efectos, como el efecto térmico, limite de fricción, craqueo, entre otros.

La onda vibratoria que actúa en el medio afecta a la formación y al fluido dentro,

sin embargo, debido a las diferentes características y densidades del aceite, agua

y la roca, hacen que se produzcan diferentes velocidades de vibración. La

capilaridad se ve alterada con el cambio de la onda, expandiéndose y

disminuyendo la tensión superficial, lo que acelera la velocidad de flujo de los

fluidos en la formación. El efecto de vibración de la onda, a lo largo de la dirección

de la vibración ultrasónica, induce un cambio periódico en el esfuerzo de corte, lo

que permite la disminución de la viscosidad, y entre mayor sea el esfuerzo de

corte, más baja será la viscosidad.

Efecto de cavitación. Si la presión en el sistema decrece a la presión de vapor,

los núcleos que contienen gas en solución crecen en tamaño, hasta llegar al punto

de ser claramente visibles. La presión interna de estas cavidades se hace igual a


114

la presión de vapor del líquido, debido a la evaporización de una porción del

liquido dentro de ellas, si después de que la cavidad ha sido formada, la presión

incrementa a un valor mayor a la presión de burbuja, la cavidad es forzada a

colapsar, generando altas presiones que pueden ser de 10,000 a 100,000 [atm].

Efecto térmico. La acción térmica de la vibración ultrasónica es un tipo de efecto

integrado, primero, la onda de sonido es absorbida en el medio, lo que provoca

que la energía del sonido cambie a energía térmica; segundo, el límite de fricción

incrementa la temperatura del líquido en la interface de diferentes materiales;

tercero, la cavitación proporciona una gran cantidad de energía térmica al

momento del colapso de las burbujas. Generalmente entre más grande sea la

frecuencia, mas fuerte será el efecto de absorción provocando el mayor límite de

fricción, lo que ocasiona que para una alta intensidad de ondas ultrasónicas se

obtengan efectos de cavitación y térmicos muy violentos.

Efecto de emulsificación. Una violenta agitación provoca que se forme una

suspensión de finas partículas en un líquido. Cuando dos líquidos inmiscibles son

sometidos a una vibración sónica intensa, se forma una emulsión.

Estos efectos propician que la recuperación de aceite sea mejorada, ya que se

logra un mayor flujo de fluido a través del medio poroso, debido a la disminución

de la viscosidad del aceite, de la fuerzas de capilaridad, aumento en la

permeabilidad de la roca, creación de un frente de presión, entre otras. Aun no

existen disponibles herramientas para la implementación de esta tecnología a gran

escala, ya que esta tecnología sigue siendo investigada.


115

REFERENCIAS:

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formation damage relaed to clay swelling and fluid blocking”, Noranda

Tecnology Centre, 1998.

2. Kovschek Tony, “Technology focus: Heavy oil”, JPT, Marzo 2009.

3. R. Sierra, B. Tripathy, J.E. BridgesS.M. Farouq Ali, “Promising progress in field

application of reservoir electrical heating”, SPE, 2001.

4. Electro-thermal Downhole heating systems. USA, tyco thermal controls. 2007.

5. PetroTrace™ DHSX Downhole Heater System Installation Manual. USA, TYCO,

2008.

6. Trazado Electrico Industrial Manual de instalación y mantenimiento. USA,

TYCO, 2008.

7. Heating Systems and Services.USA, TYCO, 2009.

8. Down Hole Tool. Canadá, Petrostar Petroleum Corporation, 2010.

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9. Ovalles Cesar, Fonseca Anyaleth, Lara Ali, Alvarado Vladimir, Urrecheaga

Kerin, Ranson Aaron y Mendoza Humberto. Opportunities of downhole dielectric

heating in Venezuela: Three case studies involving médium, heavy and extra-

heavy crude oil reservoirs. SPE, 2002.

10. González Gabriel. Aplicaciones del calentamiento por inducción

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11. Howell J.K., Hogwood E.E., “Electrified oil production: an engineering text.”, Oil

and gas Journal, USA 1962.

http://www.petrostarpetroleum.ca/technology-dht.php

CAPITULO IV Producción en frío y nuevas tecnologías.

116

CAPÍTULO IV

PRODUCCIÓN EN FRIO Y NUEVAS TECNOLOGÍAS

Los métodos de producción en frio, son aquellos que no requieren de un aumento

en la temperatura del hidrocarburo para facilitar su flujo, también es conocida

como producción convencional. Pueden ser utilizados cuando la viscosidad del

hidrocarburo, a condiciones del yacimiento, es suficientemente baja como para

permitir que el hidrocarburo fluya a regímenes económicos. Este método de

producción contempla diferentes tecnologías que son consideradas como

convencionales, ya que no es necesaria la adición de energía en forma de calor,

como el uso de bombas (BEC, BCP y BM), inyección de diluyentes, producción en

frio de hidrocarburos pesados con arenas, y en algunos casos se han utilizado

combinaciones de las anteriores, como el uso de BEC o BCP asistido por

inyección de diluyente.

4.1. Producción en frío de hidrocarburos pesados con arenas (CHOPS).

CHOPS (Cold Heavy Oil Production with Sands), es una técnica de producción de

hidrocarburos pesados, la cual, opera completamente de forma inversa a los

métodos convencionales de producción de aceites con presencia de arenas, en

los cuales se intenta bloquear la entrada de las mismas al pozo.1 Está tecnología,

que ha sido recientemente desarrollada en Canadá, involucra la producción

intencional de arenas de la formación, con lo que se puede lograr el incremento de

los gastos de producción de 3.5-14 [bl/d] (sin permitir la entrada de arena), a 100-

500 [bl/d] (permitiendo el influjo de arena), a bajos costos, y sin necesidad de

estimulaciones térmicas. Debido a que se permite el flujo de arenas de los

yacimientos de areniscas sin consolidación, se producen canales debido a este

flujo de partículas solidas, los cuales son conocidos como “agujeros de lombriz”,

este proceso incrementa la permeabilidad cerca del pozo permitiendo un mayor

flujo de crudo hacia el mismo. Hasta el 12 de marzo del 2008, aproximadamente

10,000 pozos en Canadá usaban esta tecnología de CHOPS, aportando una

producción de aproximadamente 600,000 [bl/d], además, aspectos relacionados

con arenas en los fluidos, bombeo, separación, transporte y disposición han sido

resueltos, logrando que los costos sean hasta un 50% menores, comparados con

los de implementación de sistemas como la estimulación cíclica de vapor, o el

drenaje gravitacional asistido con vapor.2


117

4.1.1. Reseña histórica de la CHOPS.

Los primeros descubrimientos de hidrocarburos pesados en Canadá se realizaron

en el área de Lloydminster, a finales de 1920, donde los yacimientos encontrados

eran de hidrocarburos pesados con un alto contenido de asfaltenos. Los

operadores de la zona, descubrieron que tenían que hacer frente a pequeñas

cantidades de entrada de arena a los pozos de petróleo (alrededor de 1% en los

aceites más viscosos), pero descubrieron que la continua producción de arena

mejoraba la producción de hidrocarburos, y que los esfuerzos por excluirla

ocasionaban pérdidas en la producción. Aprendieron a separar la arena del aceite

por la segregación gravitacional en los tanques de almacenamiento, solucionando

así el problema asociado a la producción de arena del yacimiento. En otras partes

del mundo se han documentado experiencias similares entre las que se

encuentran: el campo Duri en Sumatra, Indonesia, en el cual el petróleo pesado es

producido por métodos térmicos, pero grandes cantidades de arena acompañan al

aceite; en China, la CHOPS se ha probado con cierto éxito en el campo de

Nanyang, provincia de Hebei, desde 1997, pero no fue adoptada de forma

permanente; en el año 2001, el campo Jilin, Ciudad de Songyuan, provincia de

Jilin, inició un proyecto de CHOPS en un yacimiento de hidrocarburos pesados

con una profundidad de 300 [m].

La aceptación de la CHOPS en la industria como un mecanismo valioso para

mejorar la producción ha aumentado, a pesar de los niveles de producción actual

de más de 460.000 [bl/d] en Canadá, (Albertaoil.com, 2009). Este método ha dado

buenos resultados con el uso de pozos verticales. El uso de pozos horizontales,

ha sido menos rentable, debido principalmente a los excesivos costos de limpieza,

por ello se estudian algunas alternativas para reducir éstos costos.

4.1.2. Descripción de la CHOPS.

Es un proceso de recuperación primaria de crudo pesado, en el que la producción

continua de arena mejora la recuperación de hidrocarburos pesados del

yacimiento (figura 4.1). Se basa en evidencias teóricas y físicas, que establecen

que los agujeros de lombriz, en el interior de los yacimientos, se forman debido a

la falta de solidez de la arena, por lo que se incrementa de esta forma la

producción. En la mayor parte de los casos, se requiere de un sistema artificial de

producción para llevar el petróleo y la arena a la superficie, normalmente utilizado

el BCP. Se estima que el factor de recuperación con éste método está en el rango

de 5% al 15% (pozos verticales), aunque algunas pruebas demuestran que, a


118

través de este método, es posible alcanzar tasas de recuperación hasta del 30%.

Generalmente, después de la producción en frío se utilizan métodos térmicos para

recuperar el crudo remanente.

Esta tecnología requiere del manejo de grandes cantidades de arena en todas las

fases de la producción, incluso existen procesos físicos que ocurren en el

yacimiento, que son completamente desconocidos en la producción convencional

de aceite, tales como el comportamiento de espuma del aceite, redistribución

masiva de la tensión, licuefacción de la arena, flujo de lodo de cuatro fases, etc.

Por lo tanto, debido a que se requiere un enfoque completamente diferente en

cuanto al manejo del campo, y el personal en general, como ingenieros,

especialistas, etc. deben aprender nuevos conceptos físicos y aplicarlos, la

CHOPS es considerada una nueva tecnología. Se considera método primario de

recuperación debido a que se explota el yacimiento con su propia energía natural,

principalmente aportada por los empujes de expansión roca-fluidos, y segregación

gravitacional.1

Figura 4.1. Diagrama de un pozo con CHOPS

2.

Se sabe que la producción del aceite en pozos con instalación de empacamientos

de grava, para la retención de arenas, no es redituable, debido a que un pozo

vertical con estas condiciones solo permite el flujo de pequeños volúmenes de

aceite (3.5-14[bl/d]), obteniendo gastos con viscosidades altas, de valores

menores a 1000 [cp], y buenas condiciones del yacimiento, es decir con

permeabilidades mayores a 2 [D] y espesores mayores a 10 [m]. Si el ingreso de


119

arena es permitido y sostenido en los yacimientos con las características

correctas, los gastos de flujo pueden llegar a ser de 100 a 300[bls/d].

Estos gastos pueden llegar a ser alcanzados sin la necesidad de tener un alto flujo

de arena, y se ha logrado mediante la implementación de pozos horizontales. Sin

embargo, el costo de los pozos horizontales es, y se mantendrá de tres a cinco

veces más caros que los pozos verticales, además el costo de las intervenciones a

los pozos horizontales es extremadamente alto. Adicionalmente, los pozos

horizontales tienen un tiempo de vida de solo 3 a 6 años, y típicamente un poco

más del 10% de la reserva original puede ser producida mediante este método.

La tecnología de CHOPS produce grandes cantidades de arenas impregnadas de

aceite, así como distintas categorías de residuos, como: agua rica en cloruro

(NaCl disuelto), emulsiones agua-aceite-arcilla, lodos en el fondo del tanque, y

mezclas sólido-fluido derivadas de los derrames. El manejo de estos residuos,

incluyendo los volúmenes masivos de arena, puede adicionar como mucho tres

dólares por barril, a los costos de operación. El manejo de residuos es

considerado el factor que más afecta los costos de operación en la CHOPS,

resultando en un 15 a 35% del total de los costos de operación, dependiendo

de los gastos de arena y aceite presentes, por lo que un buen entendimiento de

la minimización de dichos costos es fundamental para planear, y ejecutar un

proyecto de hidrocarburos pesados implementando la CHOPS.

El reacondicionamiento de pozos genera grandes costos de operación, debido

a que los pozos con CHOPS necesitan muchos más reacondicionamientos que

los pozos convencionales, lo que resulta en un 15 a 25% de los costos totales

de operación, dependiendo del campo y de los pozos. Reduciendo no solo los

costos de operación debido a los reacondicionamientos, sino reduciendo en

general todos los costos de operación, de aproximadamente 7 dólares por

barril, se pueden obtener mayores ganancias, elevando el numero de

desarrollos de campos marginales, e incluso re-desarrollar los pozos que están

en producción (no los abandonados).

4.1.3. Comportamiento típico de los pozos de CHOPS.

Los pozos de CHOPS presentan una amplia variación en sus historias de

producción, debido a una gran cantidad de factores, pero en general los aspectos

típicos presentes en los pozos son (grafica 4.1):


120

Cuando un nuevo pozo es terminado, la entrada de arena inicial es grande,

por lo general tan alta que alcanza valores entre 10 y 40% del volumen total

de fluidos producidos.

En tiempos que van de pocos días a meses, la producción de arena poco a

poco decae llegando a un ritmo constante de 0.5% a 10%, dependiendo de la

viscosidad del aceite.

El gasto de producción aumenta a un máximo en varios meses, después de

que se puso a producir, y después empieza a decaer lentamente, debido a la

depresión en el yacimiento, provocando que exista menor energía disponible

para el pozo.

Flujo continuo de gas (generalmente no medido), que puede caracterizar todo

el comportamiento de CHOPS, dando un producto en la superficie cargado de

CH4 y espumas.

Un reacondicionamiento del pozo puede re-establecer el gasto de arena y

aceite, pero generalmente, no logra regresar a los niveles de producción tan

altos como en un inicio.

Grafica 4.1. Grafica para la selección de CHOPS

1.

No es necesario disponer de varios pozos como en los procesos de inyección de

vapor, debido a que cada pozo tiene su propio tanque de almacenamiento. Por lo

tanto, un proyecto de CHOPS podría estar definido por un solo pozo, sin embargo,

cada vez más proyectos de CHOPS en campos de Canadá están siendo

desarrollados, con la implementación de tres a diez pozos perforados en un solo

sector.


121

Figura 4.2. Esquema de CHOPS con 2 pozos

1.

4.1.4. Fuentes de energía y esfuerzos realizados.

En el proceso de CHOPS, un conjunto de fuerzas de conducción son

responsables del flujo continuo de arena, lo que genera altos gastos de producción

de aceite. Estos mecanismos operan a diferentes escalas con diferentes efectos,

Las mayores fuerzas presentes están dadas como sigue:

Fuerza gravitacional. Provoca esfuerzos verticales derivadas del peso de

sobrecarga de los estratos, lo que ayuda a la producción y a la dilatación de

la arena.

Gradientes de presiónes naturales del fluido. Causan un flujo tal, que

permite el movimiento en suspensión de las partículas de arena en el

fluido.

Fenómeno de flujo de espuma de aceite. Es la conducción de gas en

solución, mediante el arrastre de las burbujas, lo que ayuda a sostener la

presión y gasto, manteniendo la arena en suspensión, y acelera la

velocidad de flujo al pozo a través de la expansión y crecimiento de las

burbujas.

4.2. Inyección de diluyentes para reducir la viscosidad de aceites pesados.

Cuando el aceite pesado fluye a la superficie se enfría, incrementado la viscosidad

hasta alcanzar valores de 10,000 [cp], lo que causa severos problemas de flujo. El

desafío en la producción de crudos pesados es: encontrar un método de bajo

costo para disminuir la viscosidad en el pozo, con la mayor eficiencia posible al


122

menor costo. A través de los años han surgido diferentes tecnologías, con el fin de

incrementar la producción de los hidrocarburos, entre ellas se encuentra la

inyección de diluyente, que surgió como una alternativa para la diminución de la

viscosidad del aceite, realizando una mezcla de fluidos, ya que como se sabe, al

mezclar un fluido altamente denso y viscoso, con otro de menos denso y viscoso,

se obtiene una mezcla de menor densidad y viscosidad que el primero. Este es un

sistema que se utiliza conjuntamente con sistemas artificiales de producción como

BEC, BM y BCP.

4.2.1. Descripción de la inyección de diluyentes.

La técnica de inyección de diluyentes consiste en inyectar un hidrocarburo de

altos ºAPI, es decir un hidrocarburo ligero, para mezclarlo con el hidrocarburo de

bajos ºAPI proveniente del yacimiento. El objetivo más importante de la inyección

de diluyente es disminuir la viscosidad, para mejorar la movilidad del fluido

producido. Inicialmente, el diluyente era inyectado en la cabeza del pozo

reduciendo la viscosidad en la línea de producción. Una viscosidad baja en la línea

de producción implica una reducción en la presión en la cabeza del pozo y en

muchos casos incrementos en los gastos de producción. Sin embargo, una nueva

técnica ha sido desarrollada en campos del este de Venezuela, donde el diluyente

es inyectado en el fondo del pozo, lo que permite la reducción de la viscosidad y/o

el incremento de la presión. La inyección de diluyente en el fondo del pozo, puede

ser hecha a través de un tubo capilar que va de la cabeza del pozo, al fondo del

mismo, o bien, inyectando el diluyente en el espacio anular, aunque en ambos

casos se utiliza un sistema artificial de producción. La optimización de la

producción es lograda ya que:

Reduciendo la viscosidad del hidrocarburo se puede mejorar la relación de

viscosidades aceite/agua, reducir la conificación del agua y digitación, el

corte de agua, los problemas de flujo, e incrementar los gastos de

producción y recuperación de aceite de yacimientos de aceite pesado.

La inyección cíclica de aceite ligero como diluyente, incrementa el gasto de

producción de un pozo de baja densidad API, en un promedio de 100 [bl/d]

a un máximo que va por encima de 5,000 [bl/d]. Este tipo de inyección

resulta en un efectivo drene de un gran volumen del yacimiento en un

periodo corto de tiempo.

Adicionalmente, debido a la inyección de diluyente, una nueva viscosidad debe ser

considerada y el índice de productividad (IPR) debe ser evaluado nuevamente


123

tomando en cuenta un nuevo total de fluido en la superficie, el cual es el resultado

de la suma del gasto producido por el pozo, más el gasto de inyección de

diluyente.

La inyección por espacio anular es recomendada para la producción de crudos

pesados o extra pesados, además también puede ser usada cuando existen bajas

RGA. Generalmente este método se aplica cuando el pozo se tiene produciendo y

su principal objetivo es mejorar el nivel dinámico del pozo, además es aplicado de

manera conjunta con una bomba en el fondo del pozo. La inyección de diluyente

ayuda a que la bomba logre una mejor eficiencia de flujo, y reduce la presencia de

gas en la bomba, debido al incremento de la presión. Las bombas que se

encuentran operando en un nivel de desempeño bajo, debido a un mal diseño, son

los casos más recomendables para la aplicación de la inyección de diluyente por

espacio anular, lo que ayudará a incrementar el gasto de producción del pozo.

Por otra parte la inyección capilar de diluyente, está basada en la inyección del

diluyente a través de una pequeña tubería de ¾ [pg] llamada tubería capilar, la

cual conduce el fluido diluyente de la cabeza, al fondo del pozo. La viscosidad se

reduce drásticamente si el diluyente se inyecta a un ritmo adecuado, normalmente

por debajo del gasto de producción del aceite. Evidentemente, el diseño del

equipo varía en gran medida si se trata de una baja o alta viscosidad. En general,

para cualquiera de estos dos métodos de inyección, se recomienda que sea

diseñado, al mismo tiempo que el sistema artificial de producción.

El diluyente introducido en el pozo crea una dispersión de fluido con baja

viscosidad, con lo que se incrementa la lubricidad, logrando un menor torque en la

bomba, menores pérdidas por fricción, y en consecuencia una menor presión de

fondo fluyente (figura 4.3). El diluyente en el fondo del pozo crea una zona de

mezclado, que propicia una mayor afluencia de fluidos a la bomba, resultando una

mayor eficiencia de la bomba.

Esta tecnología permite conseguir incrementos en la producción de hasta 400%,

además de un incremento de las reservas, ya que se pueden incorporar zonas

productoras. Adicionalmente se disminuyen las emisiones de CO2, debido a que el

consumo de energía se ve reducido hasta un 80%, el torque de la bomba se

reduce en un 50%, por lo que son requeridas menos intervenciones al pozo. Con

lo anterior es fácil deducir que los costos de operación serán reducidos,

convirtiendo a este método en una posible solución, a la baja producción de

hidrocarburos pesados presente en un pozo.


124

Figura 4.3. Figura esquemática de la aplicación de la inyección de diluyente por espacio anular, en

pozos verticales y horizontales.

4.2.2. Inyección de diluyente con BEC, BCP y BM.

Los sistemas artificiales de producción, normalmente utilizados conjuntamente a la

inyección de diluyente son tres, el Bombeo Electrocentrífugo Sumergido, el

Bombeo de Cavidades Progresivas y el Bombeo Mecánico.4 La elección de

cualquiera de estos tres sistemas estará dada en función de las condiciones

presentes en cada pozo, como temperaturas, presencia de sólidos, presiones,

entre otras, debido a que dadas las características de los sistemas tienen

limitaciones que impiden su aplicación en ciertos escenarios, por ejemplo si se

tiene un pozo profundo con una alta producción de arenas, el BEC y el BM no

serían recomendables, pero el BCP si se podría implementar. Esta combinación

de métodos ha sido utilizada ampliamente en Venezuela, donde se cuenta con

pozos con sistema BEC, BCP o BM, asistidos con la inyección de diluyentes,

principalmente en la faja del Orinoco.

Inyección de diluyente con BEC. El uso del sistema BEC asistido con inyección

de diluyente, es un método utilizado para producir hidrocarburos pesados y

extrapesados, en el cual la inyección del diluyente puede ser realizada a través del

anular, o por un capilar. El tubo capilar puede estar dentro de la configuración del


125

cable de potencia (figura 4.4a), o puede ser un capilar independiente al cable de

potencia. La inyección del diluyente se hace en el fondo del pozo, a una

profundidad mayor a la profundidad a la que se encuentra la bomba (figura 4.4b).

Este sistema puede ser implementado tanto en pozos verticales como

horizontales, obteniendo incrementos en la producción, así como ahorro en los

gastos de operación y consumo de energía.

Figura 4.4. a) Cables con tubo capilar para la inyección de diluyente, b) Arreglo de cables y tubería

para la inyección de diluyente con BEC2.

Para garantizar una adecuada succión de la bomba del diluyente inyectado, se

puede anclar un tubo capilar junto con el cable de potencia, a la tubería de

producción. Se puede decir que en general, que las modificaciones que sufre el

BEC, para su uso con inyección de diluyente, básicamente son modificados los

cables de potencia. A través del tubo capilar, pueden ser inyectados gastos hasta

de 200 [bpd], en cada pozo. Recientemente, para facilitar la manipulación de los

cables utilizados en esta combinación de métodos, se desarrolló un cable eléctrico

para tubos capilares de ¾ a ½ [pg], lo que ha contribuido a reducir los tiempos de

operación.

Inyección de diluyente con BM. La combinación del sistema de BM y la

inyección de diluyente es muy similar a la configuración para el BEC, pero en este

caso no se cuenta con cable de potencia, por lo que es más común tener dos


126

configuraciones: Inyección por anular, e inyección por medio de tubo capilar (figura

4.5).

Figura 4.5. BM con inyección de diluyente en el espacio anular, b) BM con inyección con tubo

capilar a la entrada de la bomba.

Para el primer caso, la inyección es realizada directamente en el espacio anular,

generando una zona en la que se encuentra una mezcla de fluidos, los inyectados

y los producidos por el pozo, la bomba debe encontrarse cerca de esta zona para

que el fluido que entre sea precisamente la mezcla. En el segundo caso, el

diluyente es inyectado a través de la tubería, la cual lo descarga en un punto antes

de que los fluidos producidos entren a la bomba, generando una zona de menor

densidad, favoreciendo el flujo hacia la bomba, incrementando de esta forma el

gasto de producción.

Inyección de diluyente con BCP. En este sistema el diluyente es inyectado por

espacio anular, a través de tubo capilar, o a través de la bomba de cavidades

progresivas. El funcionamiento es el mismo para el BCP que para los anteriores

BM y BEC, la única variante es que existen comercialmente disponibles, bombas

de cavidades progresivas con varillas huecas, que permiten la inyección de

diluyente en una zona por encima de la bomba, lo cual se hace para evitar que el


127

elastómero entre en contacto con el diluyente inyectado, la configuración típica de

estas bombas se muestra en la figura 4.6

Figura 4.6. Configuración de una BCP para la inyección de diluyente.

Frecuentemente se realizan estudios para determinar el efecto de los diluyentes

en el elastómero de la bomba, para determinar la vida útil de la bomba con

presencia de ciertos compuestos del aceite ligero. Estos estudios han llevado que

las empresas consigan aumentar la vida de la bomba y los gastos de producción

en un 20%.

4.2.3. Aplicación en campos de hidrocarburos pesados.

El campo de la faja de Orinoco se encuentra en Venezuela, al norte del Rio

Orinoco, con un área estimada de 54,000 kilómetros cuadrados. Este campo tiene

la más grande reserva de hidrocarburos pesados y bitumen de Venezuela, con

cerca de 1.2 x1012 [bls] de Hidrocarburos. Dentro de la Faja se encuentra Cerro

Negro, de 180 kilómetros cuadrados y con 18.5 x109 [bls] de bitumen. El bitumen

de Cerro Negro es utilizado para la fabricación de la Orimulsión que es un

combustible utilizado por el sector eléctrico en todo el mundo.


128

El bitumen de Cerro Negro tiene densidades de 6 a 10 [°API], pero en promedio

esta es de 8.5 [°API], presenta viscosidades entre 2,000 y 5,500 [cp] a 130 [°F]

de temperatura del yacimiento. Este bitumen se extrae con pozos verticales,

desviados, y horizontales. En los últimos años, como una medida para reducir los

problemas de producción, y para conseguir un aumento de la producción de los

pozos, fue diseñada la inyección de diluyente, tratando de garantizar una mezcla

homogénea en la bomba de inyección.


El yacimiento se encuentra en arenas no consolidadas con intercalación de lutitas,

en general, las características presentes del fluido y de la roca, son las siguientes:

Presión del yacimiento [lb/pg2] 1,180

Temperatura del yacimiento [ºF] 120

RGA [pie3/bls] 120

Boi (bls/bls) 1.061

Espesor neto [m] 30

Profundidad [m] 3,000 a 4,000

Gravedad del aceite ºAPI 6 a 10

Porosidad 30 a 35 %

Permeabilidad [mD] 7,000

Saturación del aceite 18 %

Viscosidad [cp] 5,500

Tabla 4.1. Propiedades del yacimiento Cerro Negro2.

Los mecanismos de empuje que actúan son liberación por gas disuelto y

expansión de la roca.

4.2.3.2. Ventajas de la implementación del sistema.

Con el empleo de la inyección de diluyente en pozos en la zona de Cerro Negro,

se ha garantizado una mejor mezcla bitumen-diluyente, por lo tanto, se logró

reducir las pérdidas por fricción en la tubería, reducir de manera significativa

problemas operativos, tales como paros por altas cargas en la sarta de varillas,

equipos de superficie y bombas de fondo. Adicionalmente, con la reducción de la

viscosidad se manejaron volúmenes de hasta de 2,000 [bls/d] en pozos con BEC y

600 [bls/d] en pozos con BM, además con los sistemas BCP, se logró un aumento

en la producción de un 20%.


129

4.3. Desplazamiento por Vibración Armónica en el fondo del pozo (DHVOS).

La disminución en la recuperación de hidrocarburos es de gran preocupación en la

industria petrolera, por lo que la búsqueda de nuevos métodos para mejorar la

recuperación de hidrocarburos, es actualmente una prioridad de la industria

petrolera. La estimulación por medio de vibraciones es un posible método para

mejorar la producción de hidrocarburos, en situaciones donde los altos cortes de

agua han llevado al abandono. El interés por el efecto de la estimulación sísmica

in-situ en los yacimientos de hidrocarburos, se remonta a la década de 1950, con

las observaciones realizadas en los niveles de excitación sísmica, generada a

partir de ruidos y de terremotos, donde se encontraron efectos similares en la

producción de los campos petroleros, en los que terremotos distantes causaban

aumento en la producción.

Los terremotos y las ondas sónicas dan una idea de la posibilidad de utilizar la

vibración artificial para estimular los pozos de hidrocarburos pesados, lo que atrajo

la atención de los investigadores en los Estados Unidos y Rusia. Existen

diferentes estudios acerca de las ondas sísmicas, la mayoría de ellos realizados

en Rusia, en los que se busca la manera de generar las oscilaciones ultrasónicas,

para la estimulación en campos petroleros, las cuales son llamadas vibro-

tecnologías sísmicas. Los resultados del laboratorio y de campos piloto de

pruebas de las vibro-tecnología sísmica, mostraron un aumento en la recuperación

de hidrocarburos, y una reducción de la relación agua-aceite (WOR).

Hasta hace poco, no más de diez años, las fuentes de energía para el uso en el

fondo del pozo, eran incapaces de tener un funcionamiento continuo, y no eran

capaces de producir niveles artificiales de energía sísmica lo suficientemente

grandes, como para causar importantes efectos sobre la producción de

hidrocarburos. Un pozo de aceite, al que se le implemento el sistema de

desplazamiento por vibración armónica (DHVOS), fue desarrollado por los

investigadores de la CNPC (China National Petroleum Corporation), el cual debía

inducir excitaciones de gran amplitud. En comparación con otros sistemas de

fondo de pozo, los sistemas de vibración artificial DHVOS, es una unidad pesada

que pueden proporcionar las operaciones en largos períodos y excitaciones de

gran amplitud. Este sistema ha sido implementado en yacimientos de petróleo de

la CNPC, como el Liaohe, Huabei y Shengli. El sistema DHVOS proporciona una

frecuencia de vibración armónica de 88 [shocks/minuto]. Más de 100 pozos

productores de aceite han sido estimulados con este sistema desde 1997.


130

4.3.1. Teoría del Mecanismo.

En pleno año 2010, los mecanismos responsables de la recuperación mejorada

con el sistema DHVOS, no se conocen bien y siguen siendo objeto de nuevas

investigaciones. En un documento de investigación, Igor Beresnev y Paul A.

Johnson proporcionaron ideas que podrían ayudar a explicar este fenómeno. Se

dice que las fuerzas gravitacionales, y las capilares son las principales

responsables del movimiento de los fluidos en el yacimiento. Las fuerzas

gravitacionales actúan por la diferencia de densidad entre las fases.

Las fuerzas capilares desempeñan un papel muy importante en la filtración del

fluido a través de los poros, debido a que películas de líquidos son adsorbidas por

las paredes de los poros, durante el proceso de flujo, estas películas reducen el

flujo normal, por la reducción del diámetro efectivo de las gargantas de los

poros. Si el tamaño de los poros es pequeño, la película límite puede bloquear el

flujo. Ciertamente, la excitación sísmica introduce presión que proporciona el

gradiente de presión necesario para inducir el flujo continuo.

También se ha indicado que los campos de ondas elásticas (ondas de presión),

reducen considerablemente el efecto de las fuerzas capilares en el flujo de aceite,

resultando un aumento del gasto, debido a la migración del aceite a través del

medio poroso. Esto parece ser debido al hecho de que la vibración de la superficie

reduce la adherencia del fluido a la formación.

4.3.2. Resultados de las Pruebas en el campo Liaohe.

El DHVOS fue probado en campos de hidrocarburos pesados como el Liaohe,

China en 1997. La prueba fue realizada en una zona de producción ubicada en el

Terciario Inferior, LIANHUA, misma que es una capa con una profundidad de

1510-1690 [m]. El espesor neto de producción es de 67.7 [m], con porosidad de

24% y una permeabilidad de 2,420 [mD]. La viscosidad del crudo es de 500 [cp] y

una densidad del crudo de 0.946 [g/cm3], con un contenido de asfaltenos de

37.52%. El yacimiento estaba sometido a inyección cíclica de vapor, antes de que

se le implementara el equipo para la evaluación de las pruebas de vibración.

El sistema fue instalado a una profundidad de 584 [m], produciendo una frecuencia

de vibración armónica de 88 [shocks/minuto], con una fuerza de 5 [ton] durante 76

[horas], dentro de un radio de 800 [m] alrededor de la fuente sísmica,


131

consiguiendo un total de 26 pozos de petróleo efectivamente influenciados por

ondas sísmicas artificiales, aumentando la producción de petróleo en un 47.6 %.

La gráfica 4.2 muestra la producción diaria de hidrocarburos y agua, antes y

después de la estimulación sísmica a 23 pozos. A partir de mayo de 1997, la

estimulación sísmica fue llevada a cabo durante unos 20 días en el campo

petrolero Liaohe, utilizando alrededor de 36 [ton /día], con un corte de agua de

63%, consiguiendo un aumento significativo en la producción diaria de petróleo,

una disminución de los cortes de agua, que en general bajó a 58%.

Gráfica 4.2. Comportamiento de la producción y los cortes de agua con respecto al tiempo de

producción4.

4.3.3. Resultado de las pruebas en el yacimiento Huabei.

En 1999, el DHVOS fue probado en el campo Huabei. Un total de 58 pozos en

1,000 metros de radio, con referencia a la fuente sísmica, obteniendo un resultado

de reducción en el corte de agua, después de la operación de sísmica artificial. La

grafica 4.3, muestra los resultados del tratamiento en el área Cha39, del campo de

petróleo Huabei. Antes de la instalación del DHVOS, la producción diaria de

hidrocarburos se encontraba en declinación, y además existía un aumento en los

cortes de agua. Durante el período de estimulación sísmica, el gasto de

producción y los cortes de agua se estabilizaron, además el gasto de producción


132

fue de 5,000 [bl/d], con un corte de agua de 67%, e incluso después de la

terminación de la prueba de estimulación sísmica, la producción de hidrocarburos

y el porcentaje de corte de agua se mantuvieron estables. La producción total de

petróleo de 58 pozos se incrementó en un 27.5%.

Gráfica 4.3. Prueba realizada en el campo Huabei

4.

4.3.4. Resultados de las Pruebas en el campo Shengli.

La operación sísmica fue llevada a cabo en el campo Shengli en noviembre de

1999, logrando prometedores resultados. El Campo Shengli es un multi-yacimiento

de arenisca con alta heterogeneidad, en el cual el petróleo y el gas se distribuyen

en las zonas de 970 y 2960 [m], con 15 grandes capas de arenisca y 74

minicapas. La densidad del crudo es de entre 0.86 -0.97 [g/cm3], mientras que la

viscosidad del crudo es de 1,000 a 60,000 [cp]. A partir del 1 de noviembre de

1999, se implemento en el fondo del pozo el sistema DHVOS, haciéndose una

prueba implementada durante varias horas, consiguiendo que alrededor de 23

pozos, en un área total de 7 kilómetros cuadrados, con un radio de 1.5 kilómetros,

la viscosidad del crudo pudo reducirse en un promedio de 21%. En el Pozo 2-3-

166 se encontró la mayor reducción de la viscosidad, alcanzando un valor de

2,100 [cp], teniendo como viscosidad inicial de 3,800 [cp], antes de la estimulación


133

La gráfica 4.4, muestra el efecto de la viscosidad del hidrocarburo sobre la

recuperación del mismo, basada en la toma de datos de 281 pozos de producción

en el campo Shengli. El factor de recuperación se incrementó de 18.2% a 41.8%

cuando la viscosidad del crudo disminuyó de 3,000 a 1,500 [cp].

Grafica 4.4. Efecto de la viscosidad en la recuperación de aceite

4.

4.4. Nuevas tecnologías en desarrollo.

Debido a la gran cantidad de escenarios que se pueden presentar en la

producción de crudos pesados, existen muchas tecnologías que están siendo

desarrolladas, las cuales pueden incluir un proceso térmico, o una combinación de

diferentes métodos, siempre buscando la forma más óptima para poder extraerlos

de la manera más rentable.

4.4.1. Acondicionamiento del flujo en el fondo del pozo.

Se trata de un planteamiento nuevo e innovador para el acondicionamiento del

fluido en el fondo del pozo. A través de pruebas de laboratorio y del modelado de

fluidos, se descubrió que las propiedades de los fluidos, como la viscosidad

pueden ser modificadas en el fondo del pozo. Esta metodología está compuesta

de dos partes principales. El primer componente es un modelo que permite la


134

exacta caracterización de los fluidos, y de los niveles de energía disponibles o

requeridos para mejorar la producción. El segundo componente es un sistema que

permite la modificación in-situ de la viscosidad del fluido, sin el empleo de fuentes

de energía o fluidos externos.

El modelo propuesto considera que la viscosidad no solo depende de la

temperatura, densidad y presión, sino de otros factores como la energía de

entrada. Para esta afirmación se realizaron pruebas de laboratorio, en donde se

observo que en muchos casos el esfuerzo cortante reduce las características del

aceite pesado, siendo esto de vital importancia en la viscosidad, teniendo un gran

impacto en el desempeño del pozo y de los equipos. Como resultado, parte de la

metodología propuesta incluye una prueba reológica, como parte de la

caracterización del fluido previa a la evaluación del comportamiento del pozo. De

los estudios de laboratorio se obtuvo que existe una disminución rápida en la

magnitud de la viscosidad, para bajos ritmos de esfuerzo cortante, hasta un punto

de donde los valores de viscosidad se estabilizan.

El modelo fue desarrollado de tal forma que los cambios en la viscosidad aparente

son función del ritmo del esfuerzo cortante y la temperatura. El modelo fue

desarrollado usando aproximación estadística semi-empírica con más de 250

puntos de prueba, los errores obtenidos están en un rango del 3% al 8%.

El modelo divide al sistema en diferentes áreas, por lo que permite la predicción

de la viscosidad aparente dependiendo de las diferentes localizaciones

(yacimiento, T.R. o T.P.), y de las condiciones de producción (gasto o

configuración del pozo). Este modelo permite una predicción exacta de la

características reológicas del crudo en cualquier parte del pozo, además puede

ser usada para el diseño del pozo y del sistema de bombeo. A partir de este

modelo se desarrollo el sistema de mejoramiento de la producción RhEPS.

El RhEPS es el segundo componente del sistema (figura 4.7), y es el que permite

la modificación in-situ de la viscosidad del fluido, lo que logra sin el empleo de

fuentes de energía o fluidos externos. Este componente es controlado desde la

superficie y se instala en el fondo del pozo.

Este sistema de mejoramiento de la producción, ha sido probado en laboratorio

para la optimización de la producción de aceites pesados, de estos resultados se

han desarrollado nuevas correlaciones que permiten la determinación de la


135

viscosidad de una manera más exacta. Como un resultado, el dimensionamiento

del equipo se ha hecho de una manera más eficiente.

Figura 4.7. Sistema RhEPS desarrollado por Innovative Engieneering System Ltd

5.

4.4.2. Inyección cíclica de vapor (CSS).

CSS es a menudo el método preferido para la producción en yacimientos de aceite

pesado que contienen vapor a alta presión sin fracturamiento por sobrecarga. En

Canadá, la profundidad mínima de aplicación de la CSS es de 300 [m], aunque

hay algunas áreas limitadas donde la inyección de vapor ha tenido éxito a

profundidades entre 200 y 300 [m]. El sistema de CSS funciona mejor cuando se

tienen espesores netos mayores a 10 [m], en arenas con alta porosidad, es decir

mayores a 30%. Las intercalaciones de lutitas que reducen la permeabilidad

vertical, no suelen ocasionar problemas en los pozos, aunque se debe tener una

buena permeabilidad horizontal. La CSS se ha aplicado sobre todo en pozos

multilaterales y horizontales. La CSS del sistema se divide en tres etapas:

1. Es inyectado el gas a alta presión y alta temperatura, por un periodo

máximo de un mes.


136

2. Se deja el pozo en reposo con un periodo aproximado de 2 semanas para

que la formación absorba el calor y baje la viscosidad de aceite.

3. Por último el aceite y vapor son bombeados a la superficie, repitiendo el

proceso aproximadamente 15 veces.

Con la CSS se obtienen factores de recuperación de 20 a 35%, con relaciones de

vapor-aceite (SOR) de 3 a 5. Mientras el CSS produce aceite, el pozo inyector

permite que el vapor que actúa en la formación, también actué en los pozos

cercanos. El vapor calienta el aceite para reducir su viscosidad y proporciona una

presión para conducir el aceite pesado hacia los pozos productores. El campo Duri

en Indonesia es donde se tiene la mayor inyección cíclica de vapor del mundo,

produciendo 230,000 [bls/d] con un factor de recuperación del 70%.

Figura 4.8. Proceso de la inyección cíclica de vapor.

4.4.3. Drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD).

El SAGD es un método desarrollado más recientemente que el CSS, este método

está teniendo mucha aplicación en Canadá, debido a su capacidad de producir

aceites pesados en pozos profundos, donde la inyección de vapor no se puede

realizar. Debido a que los pozos SAGD funcionan a presiones de vapor más baja

que los de CSS, o inyección continua de vapor, el alcance puede llegar hasta 100

[m]. El método consiste en perforar dos pozos horizontales, uno por encima del

otro, la distancia vertical de los pozos debe ser de 5 [m], pero puede ser de 3 a 7

[m], dependiendo de la viscosidad del aceite. La longitud horizontal recomendada


137

de los pozos debe ser de 1,000 a 1,500 [m]. Para iniciar el proceso se inyecta

vapor en los dos pozos, para reducir la viscosidad del aceite, dando como

resultado que el aceite migre al pozo inferior. Una cámara de vapor se forma por

encima del pozo inyector, y el calor provocado por la condensación del pozo viaja

por convección hacia la cámara de vapor, calentando constantemente el

yacimiento. Las fuerzas de gravedad hacen que el aceite fluya hacia el pozo

inferior. Es necesario tener un SAP en el pozo productor como BN, BEC o BCP

para poder bombear el aceite a la superficie.

La vida del SAGD es aproximadamente de 7 a 12 años, produciendo de 500 a

algunos miles de [bl/d]. El SAGD puede obtener factores de recuperación de 50 a

70%.

Figura 4.9. Arreglo de los pozos en el sistema SAGD.

4.4.4. Extracción de petróleo crudo asistida por vapor (VAPEX).

VAPEX es un método no térmico, el cual es similar al SAGD, solo que este

método se inyecta un solvente como propano, butano, naphta, metano, o se

inyecta una mezcla en forma de vapor en la parte superior del pozo, figura 4.10.

Se forma una cámara de vapor, en la cara del fluido condensando los líquidos, el

disolvente se mezcla con el aceite producido hacia el pozo inferior y se bombea a

la superficie. Este es un proceso de baja presión relativamente frío (40 °C), que no

implica depositar una cantidad significativa de energía en la formación. Sin

embargo, el VAPEX es un proceso lento y no parece ser económico en la

actualidad, dado que la mayor preocupación económica con VAPEX, es el costo

extremadamente alto de los solventes y que tiene un factor de recuperación del

vapor inyectado mayor al 90%.


138

4.4.5. Procesos híbridos de disolvente y vapor.

Mediante la combinación de un solvente con SAGD, los requerimientos de energía

pueden reducirse, generando un aumento en la producción, y en el factor de

recuperación. Además, el capital inversión, las emisiones de CO2, el agua y el

consumo de gas natural pueden ser reducidos, al igual que la viscosidad de los

aceites pesados se verá reducido al mezclarse con el sistema hibrido. Este

proceso se está probando en Canadá.

Figura 4.10. Proceso de desplazamiento por VAPEX.

4.4.6. Mejoramiento in-situ.

El mejoramiento in-situ puede reducir la viscosidad del aceite pesado por craqueo

de cadenas largas de hidrocarburos, y puede mejorar la calidad del aceite

mediante la reducción o eliminación de los asfaltenos y resinas. El mejoramiento

del aceite hará que fluya más fácilmente en el pozo, y será más fácil llevarlo a la

superficie, además elimina los requerimientos de un diluyente para el transporte

en ductos.

En proceso térmico convencional (por ejemplo SAGD), el aceite pesado se

calienta in-situ, pero podría enfriarse después de haber sido extraído hasta la

superficie, después, tiene que volverse a calentar para el mejoramiento del aceite,

y que este sea utilizable en refinerías convencionales. Las moléculas de crudo

pesado se pueden pirolizar en moléculas de hidrocarburos más ligeros a altas

temperaturas y presiones, en dicho proceso en hidrocarburos pesados, se permite

que los enlaces carbón-carbón, de la cadena de hidrocarburos, se rompan por el

calentamiento, lo que genera cadenas más pequeñas de hidrocarburos,

reduciendo así la densidad del crudo.


139

REFERENCIAS:

1. Dusseault B. Maurice, “CHOPS: Cold Heavy Oil Production with Sands, the

Canadian Industry”, Alberta Department of Energy, Canadá, 2002.

2. Curtis C, Kopper R, Decoster E., Guzman A., Huggins C., Knauer L. y Minner

M: “Yacimientos de petroleo pesado”, Oilfield Review, Invierno de 2002.

3. Dusseault M., “Cold heavy oil production with sand in the Canadian Heavy oil

Industry”, Departamento de energy de Alberta, Canada, Marzo 2002.

4. Dinkar B. y Banavali M., “Recovery and transportation of heavy crude oils”,

USA 2002.

5. Rojas A., “Orinoco Belt,.Cerro Negro Area: development of dowhole diluent

injection completions”, Petroleos de Venezuela, SPE 69433, 2001.

6. Zhu T., Xutao H. y Vajjha P., “Dowhole harmonic oil-displacement system:

Anew IOR tool”, SPE 94001, 2005.

7. McCurdy P., Tovar J. y Escalante S. “ Optimising heavy crude production - A

dowhole fluid conditioning approach. Electrical Submersible pump workshop,

Houston Tx., USA 2000.

CAPITULO V. Sistemas Artificiales de Producción aplicados en hidrocarburos pesados.

140

CAPITULO V

SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN APLICADOS EN

HIDROCARBUROS PESADOS

Una vez que un pozo está listo para producir, los ingenieros de producción

deben comenzar las tareas para maximizar la recuperación de fluidos que se

encuentran en el yacimiento. Algunos yacimientos pueden permitir que los

fluidos se muevan libremente, facilitando así la recuperación de los mismos. La

energía presente en un yacimiento dado, va a depender de los tipos de empuje

que estén activos, los cuales pueden ser: empuje por la expansión roca-fluidos,

empuje por gas disuelto liberado, empuje por casquete de gas, segregación

gravitacional, empuje hidráulico y empuje combinado. Los pozos en los que la

energía del yacimiento puede vencer las caídas de presión a lo largo de SIP, y

permite el transporte de los fluidos hasta la superficie son llamados pozos

fluyentes. También está el caso en el que el yacimiento no cuenta con la

energía suficiente para llevar los fluidos a la superficie, por lo que se han

desarrollado distintas técnicas que proveen una energía externa al yacimiento,

para ayudarlo a vencer las caídas de presión a lo largo del SIP después de los

disparos, es decir a nivel pozo, mismas que reciben el nombre genérico de

Sistemas Artificiales de Producción (SAP). Lo anterior no quiere decir que un

pozo no debe fluir con la energía propia del yacimiento para que sea aplicado

un SAP, ya que aunque sea fluyente, la implementación de un SAP es de gran

ayuda para optimizar la producción. Además, los SAP tienen la ventaja de que

no se requieren grandes gastos, comparados con la implementación de pozos

inyectores, e instalaciones en general usadas en métodos de recuperación

secundaria o mejorada, como inyección de vapor, combustión in-situ, etc.

El levantamiento artificial de los fluidos, es el área de la ingeniería petrolera,

que está relacionada con las tecnologías usadas para estimular e incrementar

el gasto de producción de los pozos fluyentes, para volver a poner a producir

los pozos no fluyentes, o para estabilizar la producción de los pozos, mediante

el uso de una energía externa para ayudar a que la presión del yacimiento sea

mayor que las caídas de presión en el pozo.

En general se puede decir que los SAP son equipos adicionales a la

infraestructura del pozo, que suministran energía adicional a los fluidos

producidos por el yacimiento, desde una profundidad determinada. Para la

selección de los SAP se necesitan tomar en cuenta diferentes factores como:

características de producción (IPR, gasto, porcentaje de agua, RGA);

propiedades de los fluidos (viscosidad, densidad, factor de volumen de aceite,

etc.); características del pozo (Profundidad, diámetros de las tuberías, tipo de

terminación, desviación); tipo y calidad de energía (electricidad, diesel, gas


141

natural, propano); localización (costa afuera, aislada, conjunto de pozos);

instalaciones en la superficie (líneas de flujo, cabezales de distribución, presión

de separación); problemas operacionales (arenas, parafinas, carbonatos,

corrosión, emulsiones, temperatura de fondo, clima).

Los SAP pueden ser clasificados en dos grandes grupos, si usan o no bombas

subsuperficiales, como se muestra a continuación:

1. SAP con bombas subsuperficiales.

Bombeo mecánico.

Bombeo en cavidades progresivas.

Bombeo Hidráulico.

Bombeo elctrocéntrifugo sumergido.

2. SAP sin bomba subsuperficial.

Bombeo neumático.

Además recientemente han sido desarrollados algunos sistemas para la

producción en pozos ubicados en aguas profundas, y se caracterizan por tener

equipos de levantamiento instalados fuera del pozo. Estos métodos son

llamados comúnmente impulsores (Boosting methods), entre los cuales se

encuentran:

Bombeo multifásico.

Separación y bombeo submarino.

Bombeo neumático en riser.

5.1. Sistemas Artificiales de Producción.

Los diferentes SAP presentan ciertas ventajas y desventajas en su uso, debido

a que por sus características principales pueden o no utilizarse en un ambiente

dado. Además, todos los SAP están gobernados por su principio de

funcionamiento, materiales de fabricación, componentes, etc. los cuales van a

permitir o no, su implementación en pozos con ciertas características. Las

condiciones de presión, temperatura, tipo de fluidos, estado mecánico de los

pozos, entre otras variables, son las que limitan la posibilidad del uso de un

SAP u otro, por lo que es de vital importancia conocer las virtudes y defectos

de cada uno, para poder hacer una selección optima, dependiendo de las

características presentes en cada pozo.

La selección de SAP se basa en el resultado de un análisis técnico y

económico, para cada aplicación, debido a que ciertos métodos presentan un


142

mejor comportamiento que otros. Usualmente las características de cada

método y las condiciones de producción, limitan las posibles elecciones,

además es necesario realizar un análisis económico, que tome en

consideración, no solo el comportamiento del método, sino también el costo de

la implementación del mismo, y los costos operacionales asociados, para que

de esta manera, se pueda tener un panorama real de la rentabilidad del método

elegido.

5.1.1. Bombeo mecánico.

El bombeo mecánico es el SAP más utilizado en el mundo. En el cual el

movimiento generado por el equipo superficial de rotación, es transmitido a la

bomba por medio de una sarta de varillas de succión. La bomba utilizada es de

desplazamiento positivo, y es colocada cerca del fondo del pozo, y en cada

movimiento ascendente de la bimba, es levantado el fluido producido en el

pozo por encima de la bomba, logrando así el transporte del fluido hasta la

superficie.

Figura 5.1. Diagrama del Bombeo Mecánico

1.

La bomba de fondo es accionada por una unidad de bombeo mecánico, la cual

sirve para convertir el movimiento rotatorio del motor en un movimiento

reciprocante. Las unidades más comunes son las de balancín o bimba, y las

hidroneumáticas. En una bimba el movimiento del motor mediante un reducto

de engranes hace girar una manivela y que a su vez mueve un balancín. En

una unidad hidroneumática, el motor mueve una bomba hidráulica que


143

mediante el sistema hidráulico mueven de forma reciprocante unos cilindros

(gatos hidráulicos), para transmitir el movimiento a la bomba de fondo. El

balancín por medio de la sarta de varillas de succión transmite el movimiento al

embolo de la bomba. Debido a que la sarta de varillas de succión, es la que

soporta el peso del equipo subsuperficial, y las cargas generadas por el equipo

superficial, es la parte más importante a considerar cuando se va a diseñar.

Cuando el embolo de la bomba inicia su carrera ascendente, se cierra la

válvula viajera por el peso del aceite sobre esta; la válvula de pie se abre y da

paso al aceite del pozo, llenando la camisa de la bomba. Al descender el

embolo, se abre la válvula viajera y da paso al aceite de la camisa de la bomba

hacia arriba de la bomba, cerrando la válvula de pie que impide que se regrese

el aceite del pozo.

Ventajas del BM.

Alta eficiencia en el sistema.

Optimización del sistema de control.

Diseño simple.

Baja inversión en servicios de reparación y para producción de

volúmenes bajos y profundidades someras a intermedias (hasta 2400

[m]).

Permite fluir con niveles de fluidos bajos.

Eficientes para pozos con problemas de corrosión o incrustaciones.

Desventajas del BM.

Es limitado solo para gastos de producción bajos (menor a 1000 [bpd]),

Debido a las características de las varillas, estas no se pueden operar

en profundidades grandes.

Problemas en pozos desviados.

5.1.2. Bombeo de Cavidades Progresivas (BCP).

Es un sistema que consta de un motor superficial y una bomba subsuperficial,

que está compuesta por un rotor con forma de hélice, misma que gira dentro de

un estator. El estator es conectado a la tubería de producción, por lo regular

por medio de una sarta de varillas, que son las que transmiten el movimiento

rotatorio del motor superficial. A medida que el rotor gira excéntricamente en el

estator, una serie de cavidades son formadas progresivamente a la entrada de

la zona de descarga de la bomba. El resultado es un flujo de desplazamiento

positivo, con un gasto de descarga que depende del tamaño de las cavidades,

la velocidad del rotor y la presión diferencial a través de la bomba (figura 5.2).


144

El estator es modelado por medio del elastómero, la selección del tipo de

elastómero depende la vida útil de la bomba, por lo que el diseño del sistema

estará centrado en la selección del elastómero.

Figura 5.2. Diagrama del Bombeo en Cavidades Progresivas

1.

Ventajas del BCP.

Baja inversión de capital.

Alta eficiencia del sistema (50 a 70%).

Bajo consumo de energía.

Bombas que pueden manejar fluidos con contenido de sólidos.

Optimo para la producción de aceites viscosos.

No hay válvulas internas que puedan obstruir o bloquear el gas.

Instalación sencilla con bajos costos de mantenimiento.

Equipos con pocos requerimientos de espacio.

Desventajas del BCP.

Baja vida del sistema debido a los problemas relacionados con los

elastómeros.

Bajos niveles de elevación (máximo 2000 [m]).


145

5.1.3. Bombeo hidráulico.

Es un sistema que transmite energía al fondo del pozo, por medio de un fluido

bajo presión que fluye desde la superficie y a través de una tubería de

inyección, hasta una unidad de control subsuperficial, la cual es instalada a

cierta profundidad del pozo. El fluido inyectado bajo presión se llama fluido

motriz, y puede ser agua o aceite, además, la unidad de producción superficial

o bomba de fondo accionada por el fluido, actúa como un transformador que

convierte la energía potencial del fluido motriz, en una carga de presión

estática, la cual es transmitida a los fluidos producidos para llevarlos a la

superficie (figura 5.3).

Figura 5.3. Diagrama del Bombeo Hidráulico

1.

La forma de inyectar el fluido motriz puede ser mediante, un circuito abierto o

cerrado. La diferencia es que en el circuito abierto el fluido motriz regresa junto

con el aceite que se produce del pozo y en el cerrado regresa a los tanques de

almacenamiento independientemente del aceite producido del pozo.

Existen dos tipos de bombeo hidráulico los cuales son: pistón y jet, los métodos

son similares en cuanto al principio de funcionamiento, instalaciones y equipo

de superficie, la diferencia es la bomba subsuperficial.


146

La bomba de pistón, como su nombre lo indica es una bomba hidráulica que

genera el movimiento mediante un pistón. Cada movimiento del pistón desaloja

en cada movimiento un mismo volumen de fluido, que equivale al volumen

ocupado por el pistón durante la carrera del mismo.

Las bombas tipo jet, constan de tres componentes que son: una boquilla, una

garganta y un difusor. El fluido entra a la bomba por la parte superior de la

misma, inmediatamente el fluido pasa a través de la boquilla, de este modo

toda la presión del fluido se convierte en energía cinética. El corro de la boquilla

es descargado a la entrada de la cámara de producción, la cual se encuentra

conectada a la formación productora. De esta manera, el fluido de potencia

arrastra al fluido de producción proveniente del pozo y la combinación de

ambos fluidos entra a la garganta de la bomba. La mezcla de los fluidos se

logra completamente en el límite de la garganta, debido a que su diámetro es

siempre mayor a la de la boquilla. En este instante el fluido de potencia realiza

una transferencia de energía al fluido de producción, la mezcla que sale de la

garganta posee la potencia necesaria para fluir contra el gradiente de presión

de la columna del fluido de producción.

Ventajas del BH.

Flexible para cambiar las condiciones operativas.

Instalaciones grandes ofrecen una inversión baja por pozo.

Útil para pozos desviados.

Inversiones bajas para volúmenes mayores a 400 [bpd], en pozos

profundos.

Desventajas del BH.

Mantenimiento del fluido motriz.

Condiciones peligrosas al manejar aceite a alta presión en líneas.

La pérdida de potencia en superficie ocasiona fallas en el equipo

subsuperficial.

El diseño es muy complejo.

Es difícil la instalación de la bomba en agujeros descubiertos.

El manejo de arena, incrustaciones, gas o corrosión ocasionan muchos

problemas.

Demasiada inversión para producciones altas a profundidades someras.

5.1.4. Bombeo Electrocentrífugo Sumergido (BEC).

Es un sistema que consta de un motor eléctrico y una bomba subsuperficiales,

que son conectados a un sistema de control en la superficie, llamado


147

transformador eléctrico, a través de un cable de alimentación eléctrica. Los

componentes de fondo del pozo son instalados en la tubería de producción por

encima de la zona de disparos, figura 5.4. A medida que el fluido entra al pozo,

debe pasar por el motor y a través de la bomba. Debido a que el fluido está en

contacto con el motor ayuda a enfriarlo, entrando después en la bomba, la cual

con cada etapa, que es una combinación de difusor e impulsor, incrementa la

energía del fluido, mismo que va acumulando suficiente energía hasta llegar a

la parte superior de la bomba, siendo impulsado hasta la superficie.

Figura 5.4. Diagrama del BEC

1.

Debido a que la energía eléctrica es transmitida por un cable, este debe ser

seleccionado de manera que satisfaga los requisitos de voltaje y amperaje

para el motor en el fondo del pozo, y que reúna las propiedades de aislamiento

que impone el tipo de fluidos producidos. El tamaño queda determinado por el

amperaje y voltaje del motor así como por el espacio disponible entre las

tuberías de producción y revestimiento. La bomba debe ser colocada por abajo

del nivel dinámico del fluido en el pozo, de tal manera que esté garantizada la

alimentación continua de líquidos en la zona de succión de la bomba.

Ventajas del BEC.

Alta capacidad para producir grandes volúmenes de fluido a

profundidades someras e intermedias.

Baja inversión en pozos someros.

http://www.monografias.com/Salud/Nutricion/


148

Es aplicable en profundidades hasta de 4200 [m].

Bajos costos de mantenimiento.

Alta resistencia a la corrosión.

Puede ser implementado en pozos desviados u horizontales.

Desventajas del BEC.

El cable eléctrico es la parte más débil del sistema.

Poca flexibilidad para variar las condiciones de producción.

Tiempos de cierre prolongados.

Requiere grandes fuentes de energía eléctrica.

Dificultad en el manejo de incrustaciones, arena y gas.

5.1.5. Bombeo neumático.

Es un sistema en el cual es inyectado gas a alta presión a través de válvulas,

mismas que están instaladas a diferentes profundidades en la tubería de

producción. El gas inyectado reduce la presión hidrostática en la tubería de

producción para establecer una diferencia de presión entre el yacimiento y el

pozo, así permitiendo que el fluido sea bombeado a la superficie (figura 5.5).

Existen dos métodos para la implementación del sistema como son: Bombeo

neumático continúo y Bombeo neumático intermitente.

Figura 5.5. Diagrama Bombeo neumático

1.


149

En el bombeo neumático continúo, el gas se introduce de manera continua, es

decir, un volumen continuo a través del espacio anular a la tubería de

producción para aerear o aligerar la columna de fluidos, hasta que la reducción

de la presión en el fondo permite un abatimiento de presión suficiente en la

formación, causando el aumento del gasto de producción. Para realizar esto, se

coloca una válvula en el punto más profundo del pozo con la presión disponible

del gas inyectado, junto con una válvula reguladora en la superficie.

En el bombeo neumático intermitente, consiste en producir periódicamente

determinado volumen de aceite impulsado por el gas inyecta a alta presión, el

gas es inyectado en la superficie al espacio anular por medio de un regulador o

interruptor, después, este gas pasa del espacio anular a la tubería de

producción por medio de la apertura de una válvula que va insertad en un

mandril en la tubería de producción. Cuando la válvula abre, el fluido

proveniente de la formación, que se ha estado acumulado dentro de la tubería

de producción, es expulsado al exterior en forma de tapón o bache de aceite

debido a la energía del gas. Sin embargo, debido al fenómeno de

resbalamiento del líquido, que ocurre dentro de la tubería de producción, solo

una parte del volumen de aceite inicial se recupera en la superficie, mientras

que el resto del aceite cae al fondo del pozo integrándose al bache de aceite en

formación. Después de que la válvula cierra, transcurre un periodo de

inactividad aparente, en la cual la formación productora continúa aportando

fluidos al pozo, hasta formar un determinado volumen de aceite con el que se

inicia otro ciclo.

Ventajas del BN.

Inversiones bajas en pozos profundos.

Bajos costos en pozos con elevada producción de arena.

Flexibilidad operativa al cambiar las condiciones de producción.

Adaptables para pozos desviados.

Su vida útil es mayor que en la de los demás sistemas.

Las válvulas pueden ser recuperables con línea de acero, por lo que las

reparaciones son baratas.

Desventajas del BN.

Requiere una fuente continua de gas, además de que la fuente de

alimentación de gas a lata presión (equipos de compresión grandes).

Los gastos de producción son reducidos.

Su eficiencia es muy baja (10- 15%).

La TR debe soporta altas presiones por gas.


150

5.2. Producción de hidrocarburos pesados con SAP.

La problemática de la explotación de crudo pesado, exige tener sistemas

artificiales capaces de llevar los fluidos desde el yacimiento hasta las

estaciones de proceso, pero en este caso los fluidos producidos por los

yacimientos tienen altas viscosidades y bajas densidades API, lo que dificulta

su producción, manejo y refinación. Además, existen yacimientos de crudos

pesados que se encuentran costa afuera, lo que representa un reto más para

su producción, debido a las bajas temperaturas del lecho marino, y las

distancias que deben recorrer los fluidos bajo condiciones extremas,

presentándose el riesgo de deposiciones de parafinas, asfaltenos o la

formación de hidratos. La problemática presente para la producción de este tipo

de crudos, tanto en aguas profundas, someras y en tierra, limita la aplicación

de los sistemas artificiales, aún así se han implementado algunos de ellos

exitosamente, pero en el caso de los sistemas BEC y BCP, existen

documentadas varias aplicaciones en distintos escenarios, ya sea costa fuera o

en tierra, por lo que es de gran interés el conocimiento detallado de estos

sistemas.

Actualmente más de 100,000 sistemas BEC se encuentran operando en el

mundo5. La mayoría de los BEC están instalados en campos de crudos

pesados en Venezuela, Canadá y E.U.A., además, se ha empezado a

introducir su uso en aguas profundas en campos de crudos pesados en Brasil.

Se espera que la aplicación del BEC en el mundo aumente en los próximos

años al incrementar los requerimientos de aplicación de los SAP. Actualmente

el SAP dominante sigue siendo el BM, mientras que el BEC ha pasado a ser el

segundo SAP más importante desde su introducción en 1927. Aunque el BCP

está en pleno desarrollo, sus bajos costos de operación, y los resultados

obtenidos en campos de crudos pesados, lo está llevando a posicionarse como

uno de los SAP más rentables en un futuro.

La aplicación del BEC en campos productores de aceite pesados han tenido

gran éxito, tal es el caso del campo Jubarte ubicado en el estado de espíritu

santo, Brazil. Este campo tiene tirantes de agua de 1000 a 1250 [m] y el aceite

producido tiene una densidad de 17 [°API]. Petrobras instalo un sistema BEC

en el pozo piloto EWT, los resultados de este pozo fueron satisfactorios donde

con una bomba de 900 [HP] se obtuvo un gasto de 5,000 [bbl/d]. El resultado

fue tan satisfactorio que en enero de 2006, Petrobras decidió instalar BEC en

los cuatros pozos en la FPSO P-34, donde dos de los pozos tenían BN, en uno

de los pozos el sistema BEC fue instalado en el fondo marino y el otro en el

fondo del pozo. La aplicación de BEC en la FPSO P-34 obtuvo una producción

de 60,000 [bls/d] por todos los pozos, esto llevo la decisión de implementar 11

pozos mas con BEC para el 2011.


151

Como parte de aprovechar al máximo los métodos de recuperación mejorada

de SAGD y de la inyección cíclica de vapor, desde junio de 2005 en los campos

de arenas bituminosas en Alberta Canadá. Se tienen 21 pozos con BEC, donde

la eficiencia de la bomba es excelente y se ha tenido un incremento del 20% en

la producción, tales han sido los beneficios del BEC que se buscara para el

2011 tener de 100 a 120 pozos que operen con BEC.

Pero el sistema BCP no se ha quedado atrás en obtener resultados

satisfactorios en campos de aceites pesados. En el yacimiento diadema en

Argentina, de 372 pozos que se encuentran produciendo 245 pozos cuentan

con BCP. La producción promedio de cada pozo con BCP es de 9000 [bbl/d],

aportando el 85% de la producción total del yacimiento.

Tal ha sido el resultado de estos dos sistemas en campos de aceite pesado

que en Venezuela, se implemento la combinación de estos sistemas llamado

bombeo de cavidades progresivas activado desde el fondo. Este sistema la

particularidad que en la superficie se tienen instalaciones de BEC y que en vez

de tener una bomba centrifuga tiene una BCP que es activada por un motor

eléctrico.

5.3. Bombeo de Cavidades Progresivas (BCP) aplicado en hidrocarburos

pesados.

A finales de los años 20s, Rene Moineau desarrolló un concepto para una serie

de bombas helicoidales. Una de ellas tomó el nombre con el cual hoy es

conocida, Bombeo de Cavidades Progresivas (BCP). La bomba BCP está

constituida por dos piezas longitudinales en forma de hélice, una que gira en

contacto permanente dentro de la otra que está fija, formando un engranaje

helicoidal:

1. El rotor metálico, es la pieza interna conformada por una sola hélice.

2. El estator, la parte externa está constituida por una camisa de acero

revestida internamente por un elastómero, moldeado en forma de hélice

encontradas entre sí.

En 1979 en algunos yacimientos con hidrocarburos viscosos y con alto

contenido de arena en Canadá, se comenzó a experimentar con bombas de

cavidades progresivas, consiguiendo que muy pronto, las empresas fabricantes

comenzaran a realizar importantes avances en términos de capacidad, presión

de trabajo y tipos de elastómeros. Con los avances alcanzados hasta ahora, se

ha logrado extender el rango de aplicación de los sistemas BCP, entre los

cuales se incluyen:


152

Producción de hidrocarburos pesados y bitúmenes (ºAPI<18) con cortes

de arena hasta del 50 %.

Producción de crudos medios (18-30 ºAPI) con limitaciones en él

porcentaje de H2S.

Petróleos ligeros (°API>30) con limitaciones en aromáticos.

Producción de pozos con altos cortes de agua y altos gastos de

producción, asociadas a proyectos avanzados de recuperación

secundaria (por inyección de agua).

En los últimos años las bombas de cavidades progresivas han experimentado

un incremento gradual como un SAP común. Sin embargo las bombas de

cavidades progresivas están en sus principios de aplicación, si son

comparadas con los otros SAP que usan bomba subsuperficial, como el BEC y

BM.

5.3.1. Principio de funcionamiento.

La bomba utilizada en este sistema es de desplazamiento positivo, la cual está

constituida por dos partes principales, una estacionaria, llamada estator, y otra

rotatoria, llamada rotor. Ambas partes no son concéntricas entre si y el

movimiento del rotor es combinado, por una parte gira sobre su propio eje y

además gira alrededor del eje del estator. La geometría del conjunto es tal, que

forma una serie de cavidades idénticas y separadas entre sí, cuando el rotor

gira en el interior del estator, estas cavidades se desplazan axialmente desde

el fondo del estator (succión), hasta la zona de descarga de la bomba,

generando de esta manera, el desplazamiento del fluido, gracias a que las

cavidades están hidráulicamente selladas entre sí (figura 5.6).

Figura 5.6. Vista lateral del estator y rotor.

3

La geometría del sello helicoidal formado por el rotor y el estator está definida

por distintos parámetros como son: diámetro mayor del rotor (diámetro

nominal), diámetro de la sección transversal del rotor, excentricidad del rotor,


153

paso del estator (longitud de la cavidad = longitud de la etapa), y paso del rotor

(figura 5.7).

Figura 5.7. Geometría y parámetros del estator y rotor, D: diámetro mayor del rotor

(diámetro nominal); dr: diámetro de la sección transversal del rotor; E: excentricidad

del rotor; Ps: paso del estator (longitud de la cavidad = longitud de la etapa); Pr: paso

del rotor3.

Cada ciclo de rotación del rotor produce dos cavidades de fluido. El área

transversal de esta cavidad es:

𝐴 = 4𝑑𝑟𝐸 5.1

Donde:

A = área transversal de la cavidad.

dr = diámetro de la sección transversal.

E = Excentricidad del rotor.

Cuando el área, y la velocidad de rotación son constantes, el gasto es

uniforme. Esta acción de bombeo puede asemejarse a la de un pistón

moviéndose a través de un cilindro de longitud infinita, la mínima longitud

requerida por la bomba, para crear un efecto de acción de bombeo es un paso

(Ps), por lo tanto, es una bomba de una etapa. Cada longitud adicional de paso

da por resultado una etapa más. El desplazamiento de la bomba, es el volumen

producido por cada vuelta del rotor (es función del área y de la longitud de la

cavidad):

𝑉 = 𝐴𝑃𝑠 = 4𝑑𝑟𝐸𝑃𝑠 5.2

En tanto, el gasto es directamente proporcional al desplazamiento y a la

velocidad de rotación N:


154

𝑄 = 𝑉𝑁 = 4𝑑𝑟𝐸𝑃𝑠N 5.3

La capacidad de la bomba BCP para vencer una determinada presión está

dada por las líneas de sello hidráulico, mismas que son formadas entre rotor-

estator (figura 5.8). Para obtener esas líneas de sello, se requiere una

interferencia entre rotor-estator, es decir una compresión entre rotor y estator.

Figura 5.8. Interferencia entre rotor-estator.

3

5.3.2. Requerimientos de Torque y Potencia.

Al transmitir la rotación al rotor, desde la superficie a través de las varillas de

bombeo, la potencia necesaria para elevar el fluido genera un torque, el cual

tiene la siguiente expresión:

𝑇 =𝐾𝑃

𝑁 5.4

Donde:

T=Torque.

K= Constante de pasaje de unidades.

P= Potencia Suministrada.

N= velocidad de operación.

El torque total requerido está compuesto de tres variables, como se muestra en

la ecuación 5.5.

𝑇𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑇𝐻𝑖𝑑𝑟𝑎𝑢𝑙𝑖𝑐𝑜 + 𝑇𝑓𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖 ó𝑛 + 𝑇𝑟𝑒𝑠𝑖𝑠𝑡𝑖𝑣𝑜 5.5

Donde, cada componente está definido, como sigue:

Torque hidráulico, está en función de la presión de la boca del pozo y de

las caídas de presión.

Torque por fricción en la bomba, Esta en función de la fricción existente

entre rotor y estator. Este parámetro se puede obtener de las

mediciones realizadas en las pruebas de la bomba.


155

Torque resistivo, Esta en función de la fricción entre varillas y tubería. El

máximo torque resistivo está en la boca del pozo.

La potencia suministrada se puede calcular con la siguiente expresión:

𝑃𝑠 =𝐶𝐻𝐻𝑝

𝜂=𝐶(𝑄 𝐷𝑃)

𝜂 5.6

Donde:

C= Constante de pasaje de unidades.

Q= Gasto.

DP= diferencia de presión.

HHP= Potencia Hidráulica.

η= Rendimiento energético

5.3.3. Componentes de un sistema BCP.

El sistema BCP, está constituido por equipo superficial, y por equipo

subsuperficial. Una vez que fueron obtenidos los parámetros de operación

necesarios para accionar el equipo de subsuelo, es necesario dimensionar

correctamente los equipos de superficie, para que sean capaces de proveer la

energía requerida por el sistema. Esto significa que deben ser capaces de:

Suspender la sarta de varillas y soportar la carga axial del equipo de

fondo.

Entregar el torque requerido en el vástago.

Rotar el vástago a la velocidad requerida.

Prevenir la fuga de fluidos en la superficie.


Como parte del sistema BCP, se requiere colocar un equipo superficial para

controlar el funcionamiento del sistema. El equipo superficial consiste de un

pequeño cabezal de rotación y un motor eléctrico de bajo poder, donde el

cabezal alberga a la caja de cambios, un sistema de frenado y un eje impulsor

o varilla pulida (figura 5.9).

Cabezal de rotación. Este es un equipo de accionamiento mecánico, que es

instalado en la superficie directamente sobre la cabeza del pozo. Consiste en

un sistema de rodamientos o cojinetes, los cuales soportan la carga axial del

sistema; un sistema de freno (mecánico o hidráulico), que puede estar

integrado a la estructura del cabezal, o ser un dispositivo externo; y un

ensamblaje de instalación, que incluye el sistema de empaque, para evitar la

filtración de fluidos a través de las conexiones de superficie. Además, algunos


156

cabezales incluyen un sistema de caja reductora, mismo que es accionado por

engranes mecánicos o poleas y correas.

Figura 5.9. Equipo superficial del sistema BCP

1.

Motor. El motor es el equipo que proporciona el movimiento mecánico a la

sarta de varillas, para accionar la bomba y permitir así la producción del pozo.

En casi todas las aplicaciones del sistema BCP se utilizan dos tipos de

motores, eléctricos o de combustión interna, la elección de cualquiera de los

dos está en función de la ubicación del pozo, si es difícil llevar la energía

eléctrica, o no (figura 5.10).

Figura 5.10. Tipos de cabezal de rotación

3.

Estopero. Es el equipo que permite el giro de la varilla pulida en su interior,

proporcionando un sello que impide la fuga de fluidos a la superficie.


157

Figura 5.11. Ubicación del estopero en el equipo superficial

1.

Varilla pulida. Es el accesorio que permite conectar la sarta de varillas a la

caja de engranes.

Reductor de engranes. Es el sistema de transmisión de potencia, y sirve para

transferir la energía desde el motor, hasta el cabezal de rotación. Existen tres

tipos de sistema de transmisión:

Sistema de poleas y correas.

Sistema de transmisión a engranajes.

Sistema de transmisión hidráulica.

En la mayoría de las aplicaciones donde es necesario operar sistemas a

velocidades menores a 150 [rpm], es usual utilizar cabezales con caja

reductora interna (de engranaje), con un sistema alternativo de transmisión,

como correas y poleas. Esto se hace con el fin de no forzar al motor a trabajar

a muy bajas revoluciones por minuto, lo que traería como resultado la falla del

mismo a corto plazo, debido a la insuficiente disipación de calor.

La relación de transmisión con poleas y correas debe ser determinada

dependiendo del tipo de cabezal seleccionado, además de la potencia y torque

que se deba transmitir a las varillas de bombeo (figura 5.12). En el caso de los

cabezales sin cajas reductoras, o directos, la relación es directa, y viene

determinada por la velocidad del motor y la velocidad requerida por el sistema.

En el caso de cabezales con caja reductora interna, debe considerarse la

relación de la caja de engranajes para establecer la relación de transmisión

total.

La relación total de transmisión (R total) puede calcularse con la siguiente

fórmula:

𝑅𝑇 = 𝑅𝑔𝑅𝑝 5.7

Donde:

Rg= Relación de la caja reductora interna del cabezal.

Rp= Relación de diámetros de poleas.


158

Figura 5.12. Diagrama de las poleas del sistema

3.

En el caso de cabezales sin cajas reductoras (Directos), se asume una relación

de 1:1, por lo que la relación total será igual a la relación de poleas. La relación

de poleas se define como:

𝑅𝑝 =𝐷

𝑑 5.8

La relación de velocidades de rotación entre el eje del motor y el vástago

pulido, es inversamente proporcional a la relación total de transmisión, por lo

que se tiene:

RT = RgD

d =Nmotor

Nvastago 5.9

Para un cabezal directo (Rg = 1).

RT = Dd =

Nmotor

Nvastago 5.10

Donde:

Nmotor=Velocidad del motor (rpm).

NVástago= Velocidad de operación del sistema (rpm).

El torque mantiene una relación directamente proporcional con respecto a la

relación de transmisión total. Por lo que, es necesario seleccionar un motor que

tenga la capacidad de entregar el torque tal, que al multiplicarlo por la relación

de transmisión, se obtenga el torque requerido por el sistema.


159

RT = RgD

d =Tvastago

Tmotor 5.11

Donde:

Tmotor= Torque entregado por el motor (lbxft o Nxm).

TVástago= Torque requerido por el sistema (lbxft o Nxm).

Sistema de frenado. Es el sistema que proporciona el paro, o frenado en el

BCP, el cual es obtenido por una marcha inversa, llamada “Back-Spin”. Cuando

un sistema BCP está en operación, una cantidad significativa de energía se

acumula en forma de torsión sobre las varillas, y si el sistema se para

repentinamente, la sarta de varillas de bombeo libera esa energía girando en

forma inversa para liberar torsión. Adicionalmente, a esta rotación inversa se le

suma la energía producida debido a la igualación de niveles de fluido en la

tubería de producción y el espacio anular, en el momento de la parada. Durante

ese proceso de Back-Spin, se pueden alcanzar velocidades de rotación muy

altas. Al perder el control del Back-Spin, las altas velocidades pueden causar

severos daños al equipo de superficie, desenrosque de la sarta de varillas y

hasta la rotura violenta de la polea del cabezal.

De los frenos utilizados comúnmente en la industria se destacan dos tipos, los

cuales son:

Freno de accionamiento por fricción. Compuesto tradicionalmente de un

sistema de disco y pastillas de fricción, accionadas hidráulicamente o

mecánicamente cuando se ejecuta el Back-Spin. La mayoría de estos

sistemas son instalados externamente al cuerpo del cabezal, con el

disco acoplado al eje rotatorio, el cual es ajustado al eje del cabezal.

Este tipo de freno es utilizado generalmente para potencias transmitidas

menores a 75 [HP].

Freno de accionamiento Hidráulico. Es muy utilizado debido a su mayor

eficiencia de acción. Es un sistema integrado al cuerpo del cabezal que

consiste en un plato rotatorio adaptado al eje del cabezal, que gira

libremente en el sentido de las manecillas del reloj. Al efectuar el Back-

Spin, el plato acciona un mecanismo hidráulico que genera resistencia al

movimiento inverso, lo que permite que se reduzca considerablemente la

velocidad y se disipe la energía acumulada. Dependiendo del diseño del

cabezal, este mecanismo hidráulico puede accionarse con las de válvula

de drenaje, embragues mecánicos, etc.


El equipo subsuperficial está compuesto por la bomba de cavidades

progresivas, pin de paro, sarta de varillas, centralizadores y niples. En conjunto


160

proporcionan el medio de transferencia de energía a los fluidos del pozo, y es

importante el conocimiento de los mismos.

Figura 5.13. Diagrama del equipo subsuperficial del BCP

1.

Bomba de cavidades progresivas. Su principal función es adicionar a los

fluidos del pozo la energía necesaria para poder llegar a la superficie, a una

presión suficiente en la cabeza del pozo. La bomba es de desplazamiento

positivo debido a que el flujo pasa por la sección transversal de la cavidad, y es

constante en cualquier posición del rotor.

Las bombas de cavidades progresivas se pueden clasificar por su tipo de

instalación, en insertables y tubulares:

Insertables. El estator y el rotor son elementos independientes, ambos

son ensamblados de manera que ofrecen un solo accesorio. Este se

baja con la sarta de varillas hasta que se conecta al niple de asiento

instalado en la tubería de producción.

Tubulares. El rotor y el estator son elementos totalmente independientes

uno del otro. El estator se baja al pozo conectado a la TP y el rotor es

bajado con la sarta de varillas.

Existen distintas geometrías de bombas, como se muestra en la figura 5.14,

mismas que están relacionadas directamente con el número de lóbulos del

estator y rotor.


161

Figura 5.14. Geometrías formadas por el rotor y estator

3.

La relación entre el número de lóbulos del rotor, y el número de lóbulos del

estator, permite definir la siguiente nomenclatura para las geometrías:

Nº de lóbulos del rotor 3

Geometría 3:4

Nº de lóbulos del estator 4

Por lo tanto esta relación permite clasificar a las bombas BCP en dos grandes

grupos: simple lóbulos, que es la geometría con relación 1:2; y las multilóbulos,

que comprenden las bombas con relaciones 2:3, 3:4, etc. (figura 5.15).

Figura 5.15. a) Geometria con relación 1:2, b) geometrías 2:3 y 3:4.

3

La presión desarrollada dentro de la bomba depende básicamente de dos

factores:

Número de líneas de sello (etapas).

Interferencia o compresión entre rotor y estator.

La mayor o menor interferencia, o compresión entre rotor y estator se puede

lograr variando el diámetro nominal del rotor. A su vez, la expansión del

elastómero durante el proceso de producción hace que la interferencia

aumente, lo cual se deberá tener en cuenta para elegir la mejor combinación

entre rotor y estator. Dicha expansión del elastómero se puede dar por:

Expansión térmica (por la temperatura del fondo de pozo o debido a la

energía térmica generada por deformación cíclica-Histéresis).


162

Expansión química.

La cantidad de veces que la línea de sellos se repite, define el número de

etapas de la bomba. Cada etapa está diseñada para soportar una determinada

presión diferencial, por lo tanto a mayor número de etapas, mayor es la

capacidad para vencer una diferencial de presión. Se pueden presentar

distintas combinaciones que afectan la distribución de la presión dentro de la

bomba.

Rotor. Es un elemento de la bomba que tiene forma de tornillo sin fin, se

conecta a la sarta de varillas, las cuales transmiten el movimiento rotatorio

desde la superficie. El rotor se construye de acero de alta resistencia, el

diámetro final del rotor es función del posible hinchamiento del elastómero, que

está ligado a la presión, temperatura y propiedades de los fluidos producidos.

Estator. Es un elemento de la bomba que consiste en un tubo de acero con

cuerpo de elastómero pegado internamente. Su fabricación consiste en la

inyección del elastómero al tubo. Como primer paso se recubre la superficie

interna del estator con un adhesivo, y posteriormente se inyecta el polímero a

alta presión y temperatura.

Elastómero. Es un material el cual es la base del sistema BCP, en el que está

moldeado el perfil de doble hélice del estator, y del cual si se hace una correcta

determinación de su interferencia con el rotor, se puede hacer que la vida útil

de la bomba incremente. Además, de acuerdo a las condiciones del pozo

(temperatura, contenido de aromáticos, porcentaje de agua, etc.), se debe

tomar en cuenta el tipo de material a utilizar en el sistema, para una mayor

resistencia, por ende mayor durabilidad del elastómero, y de la bomba.

Algunas de las características que debe tener el elastómero son:

Resistencia a la fatiga: (hasta 500.000.000 de ciclos acumulados de

deformación cíclica).

Elasticidad: Fuerza necesaria por unidad de superficie para estirar una

unidad de longitud.

Dureza: fuerza requerida para deformar la superficie del elastómero

Resistencia al corte: fuerza necesaria para cortar la muestra en

condiciones ASTM.

Resistencia al desgarramiento: Resistencia a la abrasión:

Resiliencia: velocidad para volver a la forma original, para poder volver a

sellar las cavidades.

Permeabilidad: para evitar la descompresión explosiva, en paros de

producción de pozos con gas libre en la succión de la bomba.


163

Para las diferentes aplicaciones del sistema BCP existen tres tipos de

materiales, de los que pueden ser fabricados los elastómeros:

Elastómero de Nitrilo (NBR), el cual está conformado por cadenas

copolímeras de butadieno y acrilonitrilo (ACN). La adición del ACN

incrementa la resistencia a la degradación a causa del contacto con

fluidos “polares” tales como el aceite. El butadieno posee un doble

enlace tenso de carbono, que favorece las reacciones químicas, lo que

permite la agregación de aditivos, los cuales mejoran sus propiedades.

Este proceso de agregación se da en la vulcanización, los aditivos se

mezclan mecánicamente, luego se moldea y vulcaniza la mezcla para

acelerar el proceso de formación de los enlaces. Se utilizan más de una

docena de aditivos en cada compuesto específico, tales como azufre

que provee enlaces, reductoress de fricción etc. A mayor porcentaje de

ACN mayor resistencia a los Aromáticos y al CO2, y a mayor porcentaje

de carbono mayor resistencia mecánica. Este material presenta una baja

resistencia al H2S, ya que continua con el vulcanizado, y también al agua

caliente, además de ser un material Oleófilo, es decir, que tiende a

absorber petróleo.

Elastómero de Nitrílico hidrogenado (HNBR). Simplemente la hidratación

del nitrilo para tener una mayor saturación de H2. Este proceso reduce el

número de enlaces dobles resultando en un polímero más resistente a la

degradación química y por temperatura. Presenta buena resistencia al

H2S, debido a que el hidrógeno satura el triple enlace del ACN; muy

buena resistencia a la temperatura; propiedades mecánicas medias;

descompresión explosiva pobre; baja resistencia a los Aromáticos y al

CO2; muy baja resistencia al agua caliente.

Elastómero de Fluorocarbono (FKM). Es un material extremadamente

resistente a la degradación química y la temperatura, tiene excelente

resistencia a los aromáticos y al CO2; excelente resistencia a la

temperatura; buena resistencia al H2S; poca resistencia a la abrasión;

propiedades mecánicas medias; su descompresión explosiva es pobre;

tiene muy baja resistencia al agua caliente; es difícil de moldear para

BCP; y actualmente es solo moldeable en bombas de paso largo.

Niple de paro. Es un tubo de pequeña longitud, el cual se instala bajo el

estator y cuyas funciones principales son: servir de punto de tope al rotor, e

impide que el rotor y varilla lleguen al fondo del pozo en caso de producirse una

rotura.

Sarta de varillas. Es un equipo utilizado para transmitir el movimiento rotatorio

desde los equipos de superficie, al rotor de la bomba. Está diseñada para


164

soportar las cargas mecánicas e hidráulicas del sistema, y son clasificadas en

dos grupos: varillas que cumplen con las normas API, y varillas que no cumplen

con las normas API. Las varillas que cumplen con las normas API, son

fabricadas conforme a la norma API 11B, cuyo diseño y especificaciones fueron

definidos para trabajar únicamente con bajas cargas de tracción.

*Torques máximos de trabajo en (lb / ft).

Grado C K D carbón D aleación

Acero 1530 M 4621 M 1530 M 4142 M

Ambiente no corrosivos

Ambientes corrosivos donde se

recomienda el uso de

inhibidores

no corrosivos o con inhibidores

efectivos

no corrosivos o con inhibidores

efectivos

5/8” 140 140 200 200

3/4” 240 240 340 340

7/8” 380 380 540 540

7/8” pin 1”

380 380 540 540

1” 570 570

Tabla 5.1. Varillas API para BCP16

.

Las varillas que no cumplen con las normas API, están divididas en tres

grupos: varillas convencionales, que son las mismas que se utilizan en el

sistema de bombeo mecánico y se utilizan para aplicaciones de alto torque;

Varillas huecas, las cuales están diseñadas para operaciones con altos

torques en fluidos no corrosivos. Contienen una unión que reduce la fricción

entre la tubería y la sarta de varillas, disminuyendo turbulencias, además de

desgaste en sus componentes. Una de las alternativas que presenta la varilla

hueca es la de inyectar por el interior de la misma un diluyente, que es utilizado

de manera conjunta con el bombeo de crudo pesado y extra pesado. Esto

mejora la eficiencia de la inyección y reduce en gran medida la complejidad de

las instalaciones gracias a la eliminación de tubería de inyección; por último, la

varilla continua o tubería flexible, la cual es una tubería continua y flexible que

no tiene conexiones como las varillas convencionales, solo contienen dos

coples para conectarse a la bomba y con la varilla pulida.

Accesorios. Con el fin de evitar problemas en el sistema y de ayudar su

rendimiento se instalan algunos accesorios que pueden ser parte de la

instalación típica, o simplemente complementos para aplicaciones especiales

como:

Centralizador. Puede ser un componente adicional, sin embargo, tiene

un uso especial para proteger las partes del sistema. Empleado en la


165

tubería con el propósito de minimizar el efecto de variaciones y a la vez

para centralizar la bomba dentro de la tubería de producción.

Niple de asiento. Es una pequeña unión sustituta, que se instala en la

tubería de producción y permite fijar la bomba a la profundidad deseada,

permitiendo realizar una prueba de presión. En bombas insertables el

mecanismo de anclaje es mediante un mandril, evitando en un futuro el

movimiento de la tubería de producción al momento de cambiar el

sistema de extracción (figura 5.16).

Figura 5.16. Vista lateral y frontal del niple asiento

3.

Niple de drenaje. Se utiliza para desalojar los fluidos de la tubería de producción en aquellos casos cuando no es posible sacar el rotar de la bomba. La mayoría, se activa aplicando presión interna a la tubería de producción.

Ancla antitorque. Este equipo se conecta debajo del niple de paro y se fija a la tubería de revestimiento mediante cuñas verticales. Al aplicar torque, se consigue que las cuñas se aferren al tubo impidiendo el giro de estator (figura 5.17).

Figura 5.17. Ancla antitorque3.

Separadores de gas. Es un equipo que sirve para separar la fase

líquida de la gaseosa, haciendo que los fluidos pesados se dirijan hacia

las paredes exteriores, dejando así que el gas libre migre hacia el centro

de la cámara de separación. Los fluidos líquidos son enviados a la

bomba y el gas es venteado al espacio anular, como el H2S, CO2 y los

aromáticos vienen generalmente relacionados con el gas libre, el uso de

los separadores de gas surge como una alternativa indirecta para evitar

que estos elementos fluyan a través de la bomba, por lo que se


166

recomienda el uso de este equipo en casos en los que el volumen de

gas libre es considerable

5.3.4. Aplicación del sistema BCP en un campo de hidrocarburos

pesados.

El sistema BCP, en las últimas décadas, ha demostrado ser un exitoso y

confiable SAP para yacimientos con hidrocarburos pesados. Desde 1995, en el

área de Cerro Negro, dentro de la Faja de Orinoco, Venezuela, las unidades

BCP, han sido los sistemas artificiales tradicionales para pozos verticales y

desviados, con gastos de producción que van de 200 a 600 [bls/d] de aceite

extrapesado, con una densidad de 8 [ºAPI] y viscosidades de 2000 [cp], y a

temperaturas en el yacimiento de hasta 133 [ºF]. Todavía en años más

recientes, los sistemas BCP, son utilizados en el área de Cerro Negro para

producir aceite extrapesado a altos gastos.

La tecnología de levantamiento artificial híbrido, bombeo en cavidades

progresivas impulsado desde el fondo, es un sistema que combina

características de los sistemas BEC y BCP. Ha sido evaluada recientemente, y

tuvo éxito para explotar reservas de aceite extrapesado, con un montaje que

incluyó un medidor multisensorial, para obtener las presiones de fondo de

pozo, las temperaturas, y la vibración del sistema; además de un filtro de

corriente de energía; un motor de 4 polos; un protector; una caja de engranajes

4:1; y la bomba de cavidades progresivas. El diseño funcional de la BCP no

convencional facilita el manejo de fluidos viscosos y abrasivos, incrementa el

gasto y disminuye los costos operativos. Las ventajas de esta aplicación

también incluyen la completa eliminación de la TP, mediante la supresión de la

sarta de varillas. Incluso posee una alta capacidad de torque, un menor

mantenimiento superficial, una menor carga y requerimientos de potencia, así

como menores pérdidas por fricción.

Figura 5.18.Localización del campo Cerro Negro

4.


167

Ubicación del campo. La Faja del Orinoco se localiza en el lado norte del bajo

Orinoco, en Venezuela, como se muestra en la figura 5.18. Esta cubre un área

de aproximadamente 33, 553,270 [m2], y contiene los yacimientos más grandes

de aceite extrapesado del país, estimados en 1.2x1012 [bls] de aceite de

reserva original. El área de Cerro Negro constituye una parte de la Faja del

Orinoco, la cual cubre 112,650 [m2], con un volumen original de aceite de 18.5

x 109 [bls] de aceite extrapesado. El aceite extrapesado que está siendo

producido actualmente en el área, posee valores de densidad relativa que van

desde 6 hasta 10 [ºAPI], con un valor promedio de 8.5 [ºAPI] y viscosidades de

2000-5000 [cp], con una temperatura en el yacimiento de 130 [ºF].

Para ser capaz de explotar económicamente las amplias reservas de aceite

extrapesado, las implementaciones de tecnología de perforación y producción

han sido significativas en los últimos 10 años, particularmente en el uso de

pozos horizontales y sistema artificiales de producción, conllevando a nuevos

objetivos de producción que han llegado a ser de 2000 [bls/d] por pozo,

comparados con 200 [bpd] que eran extraídos originalmente.

Los pozos con un potencial productivo por encima de 1000 [bls/d], son

terminados ya sea con BEC o con BCP convencional, surgiendo la opción de

utilizar las ventajas de ambos sistemas de producción, es decir del BEC y el

BCP, para reducir el costo de producción. El sistema BCP no convencional fue

evaluado para la producción de aceites extrapesados.


El yacimiento de interés en el área de Cerro Negro, consiste en una arenisca

no consolidada, que presenta intercalaciones moderadas de lutitas, y está

saturada con aceite extrapesado, además los mecanismos de empuje

dominantes en el yacimiento son: la expansión del sistema roca-fluidos y el

empuje por gas disuelto liberado. Las propiedades más relevantes del

yacimiento se muestran en la tabla 5.2.

Profundidad [m] 1000-1200

Presión del yacimiento [lb/pg2] 1,126


ºAPI 7.4-8.5

Relación de solución gas/aceite [pie3/bl] 86

Factor de volumen de aceite[bls/bl] 1.0847

Viscosidad [cp] 5,500

Porosidad 32%

Permeabilidad [Darcy] 12

Saturación inicial del agua 18%

Tabla 5.2. Características del yacimiento en Cerro Negro4.


168

5.3.4.2. Diseño de la Transmisión de una BCP convencional.

El primer BCP de altos gastos fue instalado a finales de 1998, en el pozo

horizontal CD-38 de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). Este pozo posee

una sección tangencial con una longitud de 150 [pie], y una inclinación de 60º

(Figura 5.19). Fue ajustado con una TR superficial de 9 5/8" y un liner anclado

de 7", para terminar la sección horizontal de 822 [m]. El sistema BCP instalado

en este pozo poseía las siguientes características.

Bomba: capacidad nominal de 6.16 [bpd/rpm], y una cabeza de 5200

[pie].

Varillas: 1 1/4" x 25 [ft] para perforaciones de diámetro reducido.

Sensor de presión de fondo para medir la presión (Pi) y la temperatura

(Ti) en la entrada.

Tubería de producción: 5 1/2".

Transmisión/impulso superior: 2 motores de 75 y 150 [hp].

Transmisor de velocidad variable: 150 [hp].

Se implementaron veinte instalaciones en el área con el diseño antes

mencionado entre 1998 y 2005. Los gastos oscilaban entre 800 y 1500 [bl/d]

con presiones a la entrada de la bomba de 500 [lb/pg2], y se mantenía un gasto

alto y constante.

Figura 5.19. Diagrama de BCP instalado en Cerro Negro

4.


169

5.3.4.3. Prueba de la BCP no convencional.

Para probar la rentabilidad de las BCP no convencionales en la producción de

aceites extrapesados en la Faja del Orinoco, fueron realizadas pruebas

extensivas en el pozo horizontal CIB-0257.

Figura 5.20. Diagrama esquemático del BCP implementado

4.

La BCP no convencional fue probada a diferentes frecuencias de operación, en

un rango de 25-45 [Hz]. Con la ayuda de un medidor de flujo multifásico,

diferentes variables fueron adquiridas durante la prueba, incluyendo los gastos,

los parámetros eléctricos, las presiones y las temperaturas. La gráfica 5.1

muestra la producción de aceite, la presión de admisión, y una presión de

descarga en función de la frecuencia de operación de la bomba. La frecuencia

se incrementó gradualmente de 30 [Hz] a 45 [Hz], en donde la producción

máxima de aceite fue registrada de 1509 [bl/d], con presiones de admisión y

descarga de 1046 [lb/pg2] y 1558 [psi], respectivamente.

La gráfica 5.2 muestra el comportamiento de las variables eléctricas, las

temperaturas de fondo y la vibración, en función de la frecuencia de bombeo.

Las variables eléctricas a 45 [Hz], tuvieron valores de 36.6 [A], y 1120 [V], con

una temperatura en la entrada de 120 [ºF]. La medición de la temperatura del

motor, fue crítica para el enfriamiento del motor, debido a que esta era la

primera vez que la temperatura del motor era medida, el motor era de 4 polos,

y se tenía el objetivo era no exceder una temperatura máxima de operación de


170

240 [ºF]. En esta aplicación, la temperatura máxima del motor a 45 [Hz] fue de

176 [ºF].

Gráfica 5.1. Producción contra frecuencia, en el pozo CIB-0257

4.

Otro parámetro de fondo, que fue medido por primera vez en un sistema BCP

no convencional, fue la vibración del sistema, la cual también es mostrada en la

gráfica 5.2. La medición de la vibración, puede tener aplicaciones como:

proveer una indicación de la salud del sistema en el fondo y para diagnosticar

una gran variedad de problemas operacionales.

Grafica 5.2. Grafica de parámetros de medición contra frecuencia

4.

Dado que no hay varillas, la BCP no convencional puede operar con una menor

potencia (70 [hp]), por diseño para arrancar el pozo, comparando este valor con

el utilizado en un sistema BCP típico se tiene una diferencia de cerca del 50%,

ya que el sistema BCP convencional de 150 [hp], debido a la presencia de la

sarta de varillas.


171

5.3.4.4. Ventajas del uso de un sistema BCP no convencional.

En esta aplicación implementada en Venezuela, se demostró que el sistema

BCP no convencional es una alternativa efectiva para producir aceites

extrapesados, debido a que se logró una producción adicional de aceite del

9%, con respecto a un sistema BCP convencional, además, la eficiencia

volumétrica en términos de [bpd/rpm] fue un 7% más alta con la BCP

impulsada desde el fondo. Dado que la presión de descarga en una BCP

impulsada desde el fondo es 19% menor, se prolonga la vida productiva del

sistema de fondo. Otra de las ventajas encontradas es que debido al calor

generado por el motor de fondo, se logró reducir la viscosidad del aceite en un

55%, lo cual es un porcentaje muy bueno, ya que además se está mejorando la

movilidad el fluido, con esta transferencia de calor. También se encontró que la

potencia requerida en la BCP no convencional, para el arranque fue 53%

menor. Por lo que se puede decir que el sistema BCP no convencional,

evaluado en el área de Cerro Negro, puede ser un optimo sistema a utilizarse

en la producción de aceites extrapesados, y en este caso fueron alcanzados

gastos que iban de 1000 a 1500 [bls/d].

5.4. Bombeo Electrocentrífugo Sumergido (BEC) aplicado en hidrocarburos

pesados.

En 1911, el ruso Armais Arutunnof invento el motor eléctrico y la bomba

sumergible, además, construyó e instaló el primer BEC en un pozo de petróleo,

en el campo El Dorado, cerca de Burns, Kansas. La noticia de su éxito creó un

gran revuelo en la industria petrolera.

El bombeo electrocentrífugo sumergido, desde sus primeras aplicaciones en

pozos petroleros en 1929, ha probado ser un sistema artificial de producción

eficiente, y económico, comparado con otros métodos. Un pozo candidato a

producir artificialmente con bombeo electrocentrifugo sumergido, debe reunir

características tales que no afecten su funcionamiento. Las altas RGA,

temperaturas, la presencia de arena en los fluidos producidos y medio

ambiente de operación corrosivo, son factores que influyen negativamente

sobre la eficiencia de este sistema.

Este sistema es muy versátil, puede ser utilizado en operaciones de inyección,

impulsión de fluidos, desde aplicaciones en pozos con altos cortes de agua

hasta su uso en complejos costa fuera. En los últimos años se ha empezado a

usar para la producción de crudos pesados, normalmente asistido con

inyección de diluyentes, además, este sistema puede ser implementado en

pozos verticales u horizontales, con profundidades de hasta 15,000 [pie] y 250

[ºF], y rangos de producción que van desde los 100 [bls/d] hasta los 100,000

[bls/d]


172

Entre sus características únicas se encuentra su capacidad de producir

volúmenes considerables de fluido a grandes profundidades, bajo una amplia

variedad de condiciones del pozo. Los nuevos resultados en cuestión de

desempeño y resistencia están ampliando el rango de aplicaciones, además los

avances en materia de diseño y fabricación están dando una mayor flexibilidad

del sistema, para ambientes hostiles en los pozos (presencia de sólidos, fluidos

corrosivos, etc.). Estos sistemas han sido adaptados para prestar servicios a

mayor profundidad, incrementando su capacidad de tratamiento del gas, y

volviéndolos más resistentes a la presencia de sólidos y a los elementos

abrasivos.

Una unidad típica BEC está constituida en el fondo por: motor eléctrico,

protector, separador de gas, sección de entrada, bomba electrocentrifuga y

cable conductor. Los componentes superficiales son: cabezal, cable superficial,

tablero de control, transformador, caja de venteo y variador de frecuencia

(figura 5.21).

Figura 5.21. Configuración típica de un sistema de Bombeo Electrocentrífugo Sumergible

7.

5.4.1. Principio de funcionamiento y componentes del BEC.

Se basa en el principio de centrifugación de fluidos. Un estator gira a alta

velocidad y expulsa el fluido hacia la periferia del rotor, donde es ingresado en

una tubería que lo descarga. Este tipo de bombas tienen varias etapas de

centrifugación, es decir, no es un solo rotor, sino que son varios colocados en

forma sucesiva, uno sobre otro y alimentándose entre ellos para ganar mayor

presión. El principio básico de diseño y operación de los motores de los


173

equipos BEC, son los mismos que los motores eléctricos normales de

superficie, ya que son de inducción, trifásicos, tipo jaula de ardilla, y con dos

polos de inducción.

El sistema BEC consta de varios componentes principales incluyendo equipos

de fondo y equipos de superficie. Los equipos de fondo consisten básicamente

de una bomba centrífuga multietapas, cuyo eje está conectado a un motor

eléctrico sumergible a través de una sección de sello, el cable se sujeta a la

tubería mediante bandas metálicas flexibles o protectores de cable. La entrada

del fluido a la bomba se efectúa a través del separador de gas, dispuesto en la

parte inferior de la bomba. Los equipos de superficie incluyen cabezal del pozo,

caja de venteo, transformador de corriente y variador de frecuencia.

Como equipo opcional esta el sensor de fondo, cuya función es medir los

valores de presión y temperatura en el fondo, se encuentra normalmente

suspendido en la TP y sumergido en los fluidos del pozo.


Los ejes de todos los equipos subsuperficiales están interconectados entre sí, y

la bomba electrocentrifuga se encuentra suspendida de la tubería de

producción.

Motor electrosumergible. Es un equipo que es colocado en la parte inferior

del aparejo, recibe la energía desde una fuente superficial, a través de un

cable, su diseño compacto es especial, ya que permite introducirlo en la

tubería existente en el pozo y satisfacer requerimientos de potencia elevados,

también soporta una alta torsión momentánea durante el arranque hasta que

alcanza la velocidad de operación, que es aproximadamente constante para

una misma frecuencia. Debido al diámetro reducido de los pozos, el motor

electrosumergible se encuentra constituido por pequeños estatores que se

encuentran internamente acoplados de forma mecánica (figura 5.22).

Figura 5.22. Sección transversal del motor

6.


174

Las partes del motor electrosumergible son:

Bastidor ó Housing.

Estator.

Rotor.

Bastidor ó Housing: El bastidor es la cubierta del motor, está provisto de roscas

en ambos extremos para facilitar su instalación, entre el cabezal y la base del

motor electrosumergible, los diámetros varían según los fabricantes, y su

elección depende principalmente del diámetro de cada pozo. La selección de

los motores, para aplicaciones con fluidos altamente viscosos, debe considerar

que operarán a temperaturas mayores, debido a la baja capacidad calorífica del

aceite. La potencia se debe considerar 8% mayor que la mostrada en los

catálogos del fabricante.

Estator. Es el elemento del motor que se encuentra conformado por: un núcleo,

el cual está formado de laminaciones comprimidas entre sí, para asegurar una

estabilidad mecánica a lo largo de todo estator; y, bobinados, mismos que

están conformados por conductores de cobre revestidos de esmalte (figura

5.23).

Figura 5.23. Laminaciones internas en el núcleo del estator

6.

Rotor. Es el elemento del motor que gira libremente acoplado al eje del motor,

como se observa en la figura 5.24.

Figura 5.24. Segmento en corte del rotor

6.


175

El enfriamiento del motor electrosumergible, se realiza mediante la circulación

de aceite mineral altamente refinado con una alta rigidez dieléctrica (30 [kV]), y

conductividad térmica, ofreciendo además una buena lubricación de los

componentes mecánicos, adicionalmente el motor se enfría por la circulación

del fluido del pozo, mismo que debe tener una velocidad mínima de 1 [pie/s].

Los valores nominales del motor electrosumergible se encuentran

especificados por la serie que tiene el respectivo equipo, en la tabla 5.3 se

indican los rangos para un motor de la serie-540.

Rango de operación del motor.

60 Hz 50 Hz

Potencia Voltaje Corriente

HP V A

100 83 1305 1088 51.5

2313 1928 27

120 100 1105 921 69.5

2270 1892 32.5

140 117 1022 852 85

1299 1083 69.5

2101 1751 40.5 Tabla 5.3. Rangos de operación para motor de la serie-540

2.

Este tipo de motores pueden ser configurados dependiendo de los

requerimientos de potencia, por lo que existen tres configuraciones básicas

para poder desarrollarlas, estas son: sección única (con la cabeza y la base), o

tandem (figura 5.25), el cual puede ser, tandem superior (con cabeza, sin

base), tandem centro (sin cabeza, sin base), o tandem bajo (sin cabeza con

base).

Figura 5.25. Combinaciones tándem

1.

Cuando son usadas las combinaciones tándem es posible alcanzar una mayor

potencia (HP), y es necesario mayor voltaje.


176

Protector o sello. También llamado sección sellante (figura 5.26), se localiza

entre el motor y la bomba; está diseñado principalmente para proteger al motor

del fluido producido por el pozo, e igualar la presión del fluido del motor, y la

presión externa del fluido del pozo a la profundidad de colocación del aparejo.

Las funciones básicas del sello ó protector son:

Proveer el volumen necesario para permitir la expansión del aceite

dieléctrico contenido en el motor, debido al incremento de la temperatura

del motor cuando se encuentra funcionando.

Iguala la presión externa del fondo de pozo con la del fluido dieléctrico

en el interior del motor.

Protege al motor de la contaminación de los fluidos del pozo, mediante

secciones sellantes, las cuales evitan que ingresen dichos fluidos por el

eje de acoplamiento.

Absorbe los movimientos axiales al eje producidos por las etapas de la

bomba.

Figura 5.26. Partes del protector de BEC

2.

Separador de gas. Es un equipo que se coloca entre la bomba y el protector,

sirve como succión o entrada de fluidos a la bomba y desvía el gas libre de la


177

succión hacia el espacio anular (figura 5.27), pueden ser estáticos, dinámicos

o tipo vortex, y su elección depende de la cantidad de gas libre presente en el

fluido. El uso del separador de gas permite una operación de bombeo más

eficiente en pozos con RGA elevadas, ya que reduce los efectos de

disminución de capacidad de carga en el motor, las cuales son producidas por

la severa interferencia del gas.

Figura 5.27. Separador de gas

8.

Separadores estáticos, tienen un arreglo mecánico interno que permite que el

gas tomado en la admisión del separador continúe su migración ascendente,

orientándolo hacia el anular, mientras fuerzan al fluido del pozo a entrar a una

cámara inferior por diferencia de densidad, nuevamente, para luego ser

impulsados hacia la parte superior.

Separadores centrífugos, la separación se realiza gracias al proceso de

centrifugación, el cual obliga al gas a pegarse a la flecha, mientras separa al

fluido por diferencia de gravedad específica, haciéndolo fluir hacia las paredes

del dispositivo separador, para luego orientar el gas separado hacia el anular,

el fluido a su vez es dirigido hacia la bomba.

Separadores VORTEX, es un separador dinámico, el cual utiliza el efecto de

remolino (vortex), que es generado cuando el fluido pasa por los puertos de

entrada, inductor, propulsor y by pass de descarga. Presenta un mejor

rendimiento y durabilidad en presencia de fluidos altamente abrasivos, además

de una mayor eficiencia de separación.


178

Además, también existe comercialmente disponible un manejador avanzado de

gas, el cual es fabricado por la compañía REDA. Es una bomba centrifuga de

etapas múltiples altamente modificada, que reduce el tamaño de las burbujas

de gas, cambiando su relación con el líquido. Este equipo permite la instalación

del equipo BEC en pozos que producen crudos con altas RGA, en rangos de

20 a 30% de gas libre, mejorando la eficiencia total del sistema.

Bomba centrifuga. Su función básica es impulsar los fluidos del pozo,

proporcionando el incremento de presión necesario para hacerlos llegar a la

superficie, a una presión suficiente en la cabeza del pozo. Estas bombas son

de múltiples etapas, donde cada etapa está constituida por un impulsor

giratorio y un difusor estacionario. El tamaño de etapa que se use determina el

volumen de fluido que va a producirse, la carga o presión que la bomba genera

depende del número de etapas y de este número depende la potencia

requerida. Los componentes mecánicos de cada etapa de la bomba son: un

impulsor rotatorio y un difusor estacionario (figura 5.28).

Figura 5.28. a) Impulsor, b) Difusor

8.

El movimiento del fluido a través de las etapas de la bomba centrifuga, se

produce por el movimiento rotatorio del impulsor, lo que proporciona la energía

cinética necesaria para que el fluido circule por el difusor. La suma de etapas

genera la adición de presiones, produciendo suficiente energía potencial

elevando el fluido hasta la superficie, como se observa en la figura 5.29.

Cuando las bombas centrifugas manejan aceites viscosos, las cargas y

capacidades de bombeo son reducidas, esto se debe al aumento de las

pérdidas de presión por fricción, las cuales se dan por el paso del fluido a

través de los impulsores y difusores, además provoca que la potencia de

frenado de la bomba sea reducida. El comportamiento de las bombas cuando

manejan fluidos viscosos se puede estimar por el uso de factores de corrección

de viscosidad, mismos que son aplicados para predecir el comportamiento del

agua en la bomba.


179

Figura 5.29 Movimiento del fluido a través de las etapas internas de la bomba

8.

Cable de potencia. Es un cable trifásico, el cual transmite la energía eléctrica

al sistema. Los conductores son de tipo sólido o trenzado, pueden ser de

diferente diámetro de acuerdo a la aplicación requerida. Su configuración

puede ser plana o redonda de forma simple, pero se sabe que el cable redondo

ayuda a eliminar el desbalance entre las fases, aunque su uso depende de

factores mecánicos y de diámetros dentro del pozo, además puede ser incluido

un tubo capilar, el cual es usado para la inyección de químicos, como

diluyentes. El cable normalmente va cubierto por un blindaje de acero

galvanizado, aunque se fabrican con blindaje de monel (aleaciones de niquel-

cobre, con relaciones de peso 2:1), para contrarrestar el ataque de elementos

corrosivos, como el ácido sulfhídrico o corrosión, por lo que se puede decir que

el aislamiento y la cubierta, están diseñados especialmente para que resistan la

penetración de gases y agua. El cable representa una parte considerable de la

inversión total en la unidad de bombeo eléctrico, es diseñado y fabricado para

condiciones de diferentes temperaturas (figura 5.30).

Figura 5.30. Cable de Potencia Trifasico

8.


180

Los componentes internos del cable eléctrico de potencia, se observan en la

figura 5.31.

Figura 5.31. Componentes internos del cable

8.


Para poder darle la potencia al motor eléctrico, y que este pueda accionara la

bomba, se debe conocer la fuente de alimentación del BEC, y de esta forma

obtener una operación adecuada. Es por eso que el BEC necesita de un equipo

superficial que está conformado por: cabezal del pozo, variador de frecuencia,

caja de venteo, transformador.

Figura 5.32. Equipo superficial del BEC

1.

Transformador. Es un equipo que permite la reducción del voltaje

suministrado, normalmente de 13.8 [kV] a 480 [V], que es lo requerido para la

operación óptima de los equipos, tanto subsuperficiales como los superficiales

(figura 5.33).


181

Figura 5.33. Transformador en la superficie

12.

Variador de frecuencia (VSD). Es un equipo que permite la variación de la

frecuencia del BEC, consiguiendo con esto la variación de la velocidad de la

bomba, el gasto, el nivel dinámico o todas las propiedades del sistema,

permitiendo así un ajuste adecuado. El BEC es un sistema que puede operar a

frecuencia fija (50-60 [Hz]), o variable, por lo que el propósito principal del VSD,

es poder suministrar una frecuencia variable (de 30 a 90 [Hz]), y conseguir

mejores condiciones para el arranque del motor de fondo. La bomba

generalmente es poco flexible cuando opera a una velocidad fija, el equipo está

limitado a ciertos rangos de gastos de producción, por lo que el variador de

frecuencia ha ganado rápida aceptación como un accesorio del BEC, debido a

que permite la reducción de estas restricciones.

Figura 5.34. Variador de frecuencia

11.


182

Caja de Venteo. Cumple con tres funciones importantes: proveer un punto de

conexión entre el bobinado secundario del transformador elevador, y el cable

eléctrico de potencia proveniente del fondo del pozo; ventea a la atmósfera

cualquier gas que se encuentre en la armadura de protección del cable

eléctrico de potencia, el cual proviene del pozo; además provee puntos de

prueba accesibles para realizar mediciones eléctricas del equipo de fondo

(figura 5.35). Por lo general junto a la caja de venteo se ubica un registrador

amperimétrico, donde se registra de forma gráfica la corriente del motor

electrosumergible en cartas Amperimétricas.

Figura 5.35. Caja de Venteo

12.

La conexión del cable de potencia que viene de la caja de venteo, se realiza

mediante un conector llamado “Quick Conector”, donde se realiza el empalme

de los cables eléctricos de superficie y de fondo (figura 5.34).

Figura 5.36. Cabezal del Pozo para BEC

12.


183

5.4.2. Aplicación del sistema BEC para la producción de hidrocarburos

pesados.

Gran parte de las reservas de hidrocarburos pesados en Venezuela se

encuentran en el campo Urdaneta, localizado en el noroeste del lago de

Maracaibo. El sistema artificial usado en los últimos años en este campo, para

aumentar la producción, es el bombeo neumático, con el cual se han logrado

obtener producciones de 400 [bls/d], por cada pozo. Pero por la dificultad de

abastecer el gas a altas presiones en esta zona, ha llevado a PDVSA a buscar

nuevos sistemas artificiales de producción, que sean más viables de utilizar en

el campo.

Figura 5.37. Ubicación del campo Urdaneta

14.

5.4.2.1. Descripción del yacimiento.

El campo Urdaneta está constituido por arenas no consolidadas, con un

espesor de 210 [ft], además de una porosidad y una permeabilidad de 27% y

650 [mD], respectivamente. La densidad del fluido varía entre 10 a 12 [ºAPI],

con una viscosidad aproximada de 250 [cp], a 175 [ºF], La presión estática del

yacimiento es de 2500 [psi], con una presión de burbuja de 617 [psi].

Gasto de producción 911 [bl/d]

Presión estática 2750 [lb/pg2]

Presión de burbuja 617 [lb/pg2]

Presión en el intaje de la bomba 395 [lb/pg2]

RGA 177 [scf/bbl] °API 12 Cortes de agua 3% Temperatura de fondo del pozo 172 [°F] Viscosidad del aceite 300 [cp] T.P. 3 ½ in - 9.3 [lb/pie] T.R. 7 in – 26 [lb/pie] Profundidad del pozo 8033 [pie] Profundidad de la bomba 7750 [pie]

Tabla 5.4. Datos típicos de un pozo en el campo Urdaneta 0114

.


184

5.4.2.2. Terminaciones y tipos de pozos.

La mayor parte de los pozos perforados para la explotación de hidrocarburos

pesados en el campo Urdaneta son verticales, con profundidades de 2000 [m],

en promedio. El objetivo del proyecto fue ambicioso, y se buscaba reducir los

costos de transporte de gas, PDVSA comenzó una búsqueda de un sistema

alterno al bombeo neumático, para mejorar la eficiencia de operación en el

campo. El sistema BEC fue instalado en pozos que tenían BN, con presiones

de fondo fluyente de 1000 [psi], donde la producción promedio era de 400 [bpd]

por cada pozo. Para que el índice de productividad sea aceptable, no se debía

permitir que la presión de fondo fluyente cayera a un valor de 500 [psi].

Los sistemas BEC fueron instalados en pozos de agujero descubierto con

grandes áreas de drene, logrando mejorar la producción de 600 a 1000 barriles

por pozo. La operación de la bomba fue analizada tomando en consideración

los diferentes tipos de terminación, y las diferentes áreas de producción en el

yacimiento Urdaneta 01. El análisis de rentabilidad del proyecto se hizo en

pozos con BEC y no en los pozos de BN, debido a que tenían baja producción.

En el año de 1996, se perforaron nuevos pozos verticales con terminación en

agujero descubierto, instalándoles sistemas BEC, lo que mejoró la producción

en un rango de 800 [bpd] por cada pozo.

5.4.2.3. Descripción general de la aplicación de BEC.

Se escogió la instalación de BEC debido que es el que más se adaptaba a las

características del campo, debido a las altas temperaturas (180 [°F]), mismas

que mejora la movilidad del fluido en el intake, bajas RGA (150 [pie3/bls]), y una

presión estática de 2400 [lb/pg2]. La desventaja es que el yacimiento es de

arenas no consolidadas y permite el flujo de porcentajes altos de arenas, por lo

que se instalaron desarenadores de fondo (figura 6.38).

Tomando en consideración los métodos comentados, se llevo a cabo la

evaluación de la producción del área, y de los niveles dinámicos para pozos de

todo el yacimiento, en los que sería implementado el sistema BEC. Las

presiones de fondo fluyendo fueron calculadas, lo que permitió construir una

curva de IPR, para identificar el potencial de los pozos del yacimiento.

En los pozos con BN, el criterio para seleccionar el cambio del sistema fue el

IPR, dando como resultado que para pozos con índices de productividad

mayores de 0.3 [bls/(lb/pg2)], seria implementado el cambio de sistema. Los

pozos seleccionados para la instalación de BEC obtuvieron un aumento de

producción de 150 [bls].


185

Figura 5.38. Diagrama del desarenador instalado

14.

Para llevar a cabo una relación de explotación del campo Urdaneta, en la

selección futura de pozos, se pensó tomar en cuenta todo el yacimiento, y los

resultados de producción de los primeros pozos. Esto porque hay mayores

problemas en operaciones costa afuera, la mejor opción para que se dé una

selección adecuada, es la de estudiar la mayor cantidad posible de pozos, por

lo que a lo largo de la plataforma marina, se instalaron seis controladores cada

2000 [m] de distancia.

5.4.2.4. Resultados obtenidos en la aplicación del BEC.

En la instalación del sistema BEC, se realizaron 103 pruebas desde 1994,

finalizando con 93 correctas y con producciones de alrededor de 61,000

[bls/d]. En 1996, el número de instalaciones aumento 135 y terminando con 113

pozos operando con gastos de 65,000 [bls/d]. A finales de 1997 el campo tuvo

154 pozos operando con BEC con una producción total del campo de 108,000

[bls/d].

Los cambios observados en la producción desde 1995 y 1996 mostraron

gastos favorables. En 32 pozos con BEC, produjeron 20,000 [bls/d], y solo se

observó una declinación del 20%.


186

Para 1997, la instalación en 47 nuevos pozos, 20 con pozos horizontales con

agujero descubierto genero un beneficio en la producción de 18,000 [bl/d]. El

resto de los 27 pozos verticales con agujero descubierto obtuvieron una

producción de 28,000 [bl/d].

5.4.2.5. Beneficios obtenidos por la aplicación del sistema BEC.

Se incremento el 53% de la producción en pozos que se le instalaron

BEC.

Los sistemas BEC resultaron ser sistemas eficientes para la producción

de aceites pesados.

Con la instalación de sistemas BEC se puede obtener una rápida

optimización de la producción de campos de aceites pesados, además

de optimizar el transportar de gas.

En 1994 fueron instalados 4 sistemas BEC en el campo Urdaneta. El campo

presenta un crudo que tiene una densidad de 12 [ºAPI], y una viscosidad de

250 [cp] a 175 [ºF], en una profundidad de 7500 [pie]. La evaluación de estos 4

equipos mostró un incremento de 160 [bl/d], por cada pozo con una reducción

en la cantidad de gas inyectado de 2.4 [MMpie3/d]. También se decidió

acrecentar el proyecto a 58 unidades BEC adicionales. Los resultados

obtenidos fueron de un promedio de 16,200 [bls/d], por cada pozo, con

aproximadamente una reducción del gas inyectado de 21.6 [MMpie3/d] que

finalmente ayudó a optimizar el bombeo neumático.


187

REFERENCIAS:

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Construction”, Nueva York, EE.UU., John Wiley y Sons, 1998.

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9. Sarian S, “Wireline Evaluation Technology in HPHT Wells”, artículo SPE

97571 ,2005.

10. Konopczynski MR, Moore WR y Hailstone JJ, “ESP and Intelligent

Completions”, artículo SPE 77656, 2002.

11. Vachon G y Bussear T, “Production Optimization in ESP Completions with

Intelligent Well Technology”, artículo SPE 93617, 2005.

12. Nicholson B, Ollre A, Pearcy M, Salmas CJ y Solanki SC, “Tecnologías en

evolución: Bombas eléctricas sumergibles”, Oilfield Review 18, no. 4,

(Primavera de 2007).

13. Salazar V, “Production increase applying ESP at Urdaneta field Maracibo

lake, Venezuela”, PDVSA 2008.

14. Tovar C., “Sizing and selecting ESP for heavy crude oil applications”,

Departament- rotating Equipament Group, PDVSA 2008.

15. http://www.tenaris.com/sp/shared/varillas_pcp.asp.

CAPITULO VII. Evaluación de un estudio de caso con el simulador OLGA.

188

CAPITULO VI

EVALUACIÓN DE UN CASO DE ESTUDIO CON EL SIMULADOR

OLGA

La simulación del flujo de fluidos, aplicada al transporte de hidrocarburos, es

una herramienta poderosa para el estudio de grandes y complejos sistemas de

transporte y distribución de fluidos. Esta herramienta es especialmente útil

cuando el sistema bajo estudio transporta flujo en dos fases (generalmente

líquido y gas), el cual es llamado flujo multifásico. La simulación permite apoyar

a estos sistemas en diversas etapas de su vida útil, que van desde la

planeación y diseño de nuevos sistemas, hasta la evaluación de la operación,

seguridad y cambios en el sistema.

Durante la etapa de diseño, la simulación es útil en la planeación de sistemas,

la evaluación de diversas configuraciones del sistema, la predicción de

condiciones operativas en diferentes puntos, además de la predicción y

prevención de situaciones indeseables y riesgosas. Durante la etapa de

operación normal, la simulación permite la evaluación de los parámetros

operativos básicos, tales como presión, velocidad, temperatura, patrones de

flujo, evaluación de los efectos por cambio en el gasto de producción, impacto

de las propiedades de los fluidos producidos, el transporte de mezclas de

fluidos, etc. Respecto a la seguridad operativa de los sistemas, la simulación

permite evaluar el efecto de eventos que ponen en riesgo la seguridad

operacional de éstos, ocasionados por fallas de equipo o por contingencias

ambientales de emergencia. Algunos de los parámetros importantes que se

pueden evaluar en esta etapa, incluyen las presiones máximas alcanzables, lo

cual permite efectuar recomendaciones para la protección de sistemas y

prevenir accidentes.

6.1. Flujo multifásico en tuberías.

En el Capítulo I se habló de lo que nos puede aportar el yacimiento. Sin

embargo el potencial del pozo es determinado por la presión en la cabeza del

pozo y del rendimiento del SIP. El rendimiento del SIP depende de las

geometrías del sistema (tuberías y accesorios) y de las propiedades de los

fluidos producidos. Los fluidos que se pueden presentar en los pozos de aceite

son: aceite, agua, gas y algunos sólidos como la arena. El análisis del

rendimiento del SIP consiste en determinar una relación entre; las presiones en

la cabeza y el fondo del pozo, gasto de producción, propiedades de los fluidos.

A este análisis del sistema se le llama flujo multifásico en tuberías.


189

6.1.1. Principales propiedades de los fluidos que afectan el flujo

multifásico en tuberías.

Cuando se habla de flujo multifásico en la industria petrolera, se refiere al flujo

simultáneo de aceite, gas y agua en el SIP. El flujo multifásico es mucho más

complejo que el flujo monofásico, debido a que la variación en la distribución de

las fases cambia mucho, a estas variaciones se les denomina patrones de flujo

y afectan considerablemente la caída de presión en las tuberías (figura 6.1).

Figura 6.1. Flujo multifásico en tuberías

3.

Patrones de flujo. Es evidente que al tener el flujo de un fluido en dos fases, la

configuración estructural y distribución relativa de una fase, con respecto a otra,

generará el flujo de las fases en diferentes formas, llamado patrones de flujo, o

regímenes de flujo. En las figuras 6.2 y 6.3 se presentan los patrones de flujo

en tuberías verticales y horizontales respectivamente.

Los patrones de flujo dependen de las velocidades superficiales de las fases,

así como de las geometrías del sistema y de las propiedades físicas del fluido.

En pozos de aceite donde la fase continua es el aceite, la relación gas-liquido

será baja, ocasionando que se formen pequeñas partículas de gas, generando

el flujo burbuja. Con el incremento del gas en la tubería, las burbujas se hacen

más grandes hasta formar tapones en la sección transversal de la tubería,

llamado flujo tapón. Con el aumento continuo de las proporciones de gas,

ocurrirá que el aceite y el gas se separen, y fluyan en forma de estratos. Con el

incremento de la relación gas-aceite, el gas se convertirá en la fase continua y

el líquido será arrastrado por el gas, que se encuentra en la superficie de la

tubería, el flujo será de forma anular, donde el gas fluye por el centro y el aceite

entre el gas y la superficie de la tubería.


190

Figura 6.2. Patrones de flujo en tuberías verticales reconocidos por el simulador OLGA

6.

Figura 6.3. Patrones de flujo en tuberías horizontales reconocidos por el simulador OLGA

6.

Resbalamiento. En general, el gas en las líneas de transporte se mueve más

rápido que el líquido, debido a su menor densidad y viscosidad. A la relación

entre la velocidad promedio del las fases gas y líquido, se define como

resbalamiento. Las causas de este fenómeno son varias; el gas opone menos

resistencia al flujo que el aceite, la alta compresibilidad del gas, hace que el

gas en expansión viaje más rápido.

L

G

~

~

u

uS 6.1

Donde:

S= resbalamiento de la mezcla.

L~u = velocidad superficial de la fase liquida.

Gu~ = velocidad superficial de la fase gaseosa.

Velocidad superficial. La velocidad superficial del fluido es aquella que se

obtiene al suponer que la fase ocupa la totalidad del área de la tubería.

T

GSG

T

LSL

A

Qu

A

Qu ; 6.2


191

Donde:

QL = gasto de liquido.

QG = gasto de gas.

AT = Área de flujo.

Colgamiento o holdup. Se define para tuberías, como la relación entre el área

ocupada por el líquido y el área total. El colgamiento depende de las

propiedades de los fluidos, patrones de flujo, además de la geometría y

dimensiones de la tubería. Por lo que se define como se muestra en la figura:

HL =AL

AL +AG 6.3

HL + Fracción de gas = 1 6.4

AT = AL + AG 6.5

6.1.2. Modelos para flujo multifásico.

Para llevar a cabo el análisis de un pozo fluyente, es necesario cubrir algunos

aspectos importantes como: tener claro los mecanismos de flujo de los fluidos

producidos, desde la frontera de drene del yacimiento, hasta las instalaciones

de recolección de los fluidos. El sistema integral de producción está dividido en

4 áreas de flujo: flujo en el yacimiento, flujo en el pozo, flujo en el

estrangulador, y flujo en la línea de descarga (figura 6.4).

Figura 6.4. Áreas de flujo en el sistema integral de producción.


192

Flujo en el yacimiento. Se refiere al flujo de los fluidos desde el yacimiento a

la zona de drene del pozo. En esta área de flujo, la pérdida de energía se

encuentra en un rango de 10 a 30 % del total. Para saber si un pozo es

productor es necesario saber su potencial, que está definido como el gasto

máximo que aporta un pozo. El conocimiento del yacimiento, las propiedades

de los fluidos, caídas de presión, saturaciones de fluidos, permeabilidades,

daño del pozo y las características de la tubería de producción y línea de

descarga, permiten determinar que un pozo en particular puede producir.

Flujo en el pozo. Una vez que los fluidos del yacimiento han llegado al pozo

se inicia el flujo ascendente a través del sistema de tuberías instaladas para la

conducción de los fluidos hasta la superficie. El proceso de flujo se efectúa

desde la profundidad media del intervalo productor hasta la superficie. El

comportamiento de flujo de esta parte del sistema, conocida como flujo

multifásico vertical en tuberías, ha sido ampliamente estudiado por un gran

número de investigadores.

En el flujo multifásico vertical, el trayecto de los fluidos a través de la tubería

consume la mayor parte de la presión disponible para llevarlos del yacimiento a

las baterías de separación. Se ha establecido que la caída de presión en esta

área de flujo es alrededor de 40 a 80% del total, la cual depende de variables

tales como diámetro de la tubería, profundidad del pozo, gasto de producción

relación gas-líquido (RGL) y propiedades del fluido. Las diversas correlaciones

existentes para el cálculo de distribuciones de presión en tuberías con flujo

multifásico, pueden clasificarse en tres grupos basándose en el criterio utilizado

para su desarrollo como se muestra en la tabla 6.1.

Poettmann y Carpenter (1952), desarrollaron un método semi-empírico con los

datos de 34 pozos fluyentes de aceite, de los cuales 15 tenían bombeo

neumático con tuberías de 2, 2 ½ y 3 [pg]. El aceite, gas y agua fueron

consideradas como una sola fase sin tomar en consideración el efecto del

colgamiento. Después Baxendell y Thomas (1961), observaron que la

correlación de Poettmann y Carpenter, para el cálculo de presiones para pozos

con altos gastos de producción, no eran correctas, extendiendo la aplicación

para pozos con gastos de 30,000 [bls/d] en tuberías de 2 7/8 y 3 ½ [pg]. Con el

enfoque de Poettmann y Carpenter, Fancher y Brown establecieron una

correlación para determinar la caída de presión en función de la RGL.

Hagedorn y Brown mostraron que las correlaciones establecidas no eran del

todo certeras, por lo que agregaron el factor de colgamiento para el cálculo de

las caídas de presión.


193

Más tarde Duns y Ros (1963), descubrieron que las caídas de presión también

se verán afectadas por los gastos de gas, por lo que incorporaron los patrones

de flujo en tres regiones:

1. La fase continua es el líquido y existen partículas de gas, flujo burbuja y

flujo tapón.

2. Las fases liquidas y gas se alternan, flujo niebla y flujo estratificado.

3. La fase continua es el gas con gotas de líquido, flujo anular y flujo

bache.

Orkiszewski (1967), señalo que el colgamiento se debe calcular sobre los

fenómenos físicos y que las caídas de presión tienen relación con los patrones

de flujo, describiendo cuatro tipos de patrones de flujo: burbuja, tapón,

estratificado y niebla. Por último Beggs y Brill (1973), agregaron que el cálculo

del factor de fricción es calculado usando ecuaciones que son independientes

de los patrones de flujo, pero dependientes del colgamiento.

Grupo I II III

Consideraciones No considera

resbalamiento.

Resbalamiento y

colgamiento en

función del factor

de fricción.

Densidad de la

mezcla en función

de las propiedades

de los fluidos y se

corrige por presión

y temperatura.

No hay patrones de

flujo.

Se toma en cuenta

resbalamiento.

Densidad de la

mezcla en función

del colgamiento.

El factor de fricción

se correlaciona con

las propiedades

combinadas del gas

y el líquido.

No se distinguen

patrones de flujo.

Se considera

resbalamiento entre

las fases.

La densidad de la

mezcla se calcula

utilizando el efecto

de colgamiento.

El factor de fricción

se correlaciona con

las propiedades del

fluido en la fase

continua.

Se distinguen

diferentes patrones

de flujo.

Correlaciones Poettmann y

Carpenter (1952).

Baxendell y

Thomas (1961).

Fancher y Brown

(1963).

Hagedorn y Brown

(1965).

Duns y Ros (1963).

Orkiszewski (1967).

Beggs y Brill

(1973).

Gould y Tek

(1974).

Tabla 6.1. Correlaciones de flujo multifásico en tuberías verticales1.


194

Flujo en estranguladores. Una vez que los fluidos llegan a la superficie, estos

pasan a través del estrangulador instalado en el cabezal del pozo (figura 6.5).

La función principal del estrangulador es mantener condiciones estables de

flujo dentro del sistema y evitar que las variaciones de presión, que ocurren

corriente abajo del estrangulador, se reflejen en el sistema yacimiento-pozo

causando inestabilidad de flujo.

Figura 6.5. Flujo critico en estranguladores.

Para que el estrangulador cumpla su función y evite efectivamente que las

variaciones de presión corriente abajo del estrangulador, lleguen hasta la

formación productora, es necesario que en el estrangulador se alcancen

condiciones de flujo crítico. El flujo critico o sónico de un fluido es definido

como el flujo del fluido, a la velocidad equivalente de propagación de una onda

de presión en el medio. El flujo crítico ocurre cuando la velocidad relativa (Vf)

de un fluido es equivalente a la velocidad de la onda plástica (Vp).

Mv

V

p

f 6.6

Donde M es el número de Mach, que es el número que define tres diferentes

regímenes de flujo en estranguladores.

Para M<1 el flujo es subsónico.

Para M>1 el flujo es supersónico.

Para M=1 el flujo es sónico o critico.

Durante la presencia de flujo crítico o supercrítico, el gasto a través del

estrangulador alcanza un valor máximo con respecto a las condiciones

corriente arriba.


195

Las principales razones para instalar un estrangulador superficial en el pozo

son:

Conservar la energía del yacimiento, asegurando una declinación más lenta

de su presión.

Mantener una producción razonable.

Proteger el equipo superficial.

Mantener suficiente contrapresión para prevenir entrada de arena.

Prevenir conificación de gas.

Prevenir conificación de agua.

Obtener el gasto de producción deseado.

Varios autores han desarrollado expresiones para calcular la caída de presión

en el estrangulador. Las expresiones propuestas por Gilbert (1954), Ros

(1960), Baxendell (1961) y Achong (1974) tienen la misma forma, sólo difieren

en los valores de las constantes empleadas por cada uno de ellos. La forma

general de las ecuaciones es:

c

B

L

d

RAqP 6.7

Donde:

P es la presión corriente arriba [psi]

QL es el gasto de producción [bbl/d]

d es el diámetro del estrangulador [1/64 pg]

A, B y C son las constantes de las correlaciones de los autores (tabla 6.2).

Autor A B C

Gilbert 10 0.546 1.89

Ros 17.4 0.5 2.0

Baxendell 9.56 0.546 1.93

Achong 3.82 0.65 1.88

Tabla 6.2. Constantes de las correlaciones para flujo en estranguladores.

Flujo en la línea de descarga. Después de que los fluidos han pasado a

través del estrangulador, estos fluyen por la línea de descarga, hasta la central

de recolección, en donde son separados. Al llegar los fluidos al separador,

estos descargan a una determinada presión, previamente establecida, para

lograr una separación eficiente de los fluidos. Esta presión depende a su vez

de las condiciones de operación de los equipos instalados para el manejo de

los diferentes fluidos, como son bombas y compresores.


196

Por último cabe mencionar que cualquier variación de presión ocasionada

dentro del sistema, se refleja en el comportamiento del mismo, por lo que todo

el análisis deberá realizarse con base en el Sistema Integral de Producción.

Las principales correlaciones desarrolladas para calcular el gradiente de

presión en tuberías horizontales son las siguientes:

Lockhart y Martinelli (1949).

Baker (1954).

Dukler (1964).

Eaton (1966).

Beggs y Brill (1973).

Las mejores correlaciones son las de Dukler, Eaton y la de Beggs y Brill con

limitaciones en la viscosidad, donde solo se pueden utilizar para fluidos con

viscosidades menores de 12 [cp].

Lockhart y Martinelli en 1949, presentaron un trabajo para gastos bajos de gas

y aceite, para diámetros pequeños de tubería. Baker incluyo 7 patrones de flujo

y como calcularlos para tuberías con diámetros mayores de 6 [pg]. Los

patrones de flujo que ocupo fueron: estratificado, bache, tapón, burbuja, niebla,

ondulado y anular.

Dukler solo dividió el cálculo en dos casos; en tuberías con longitudes cortas y

tuberías con longitudes largas. Mientras que Eaton baso su estudio en un

campo de Loussiana, donde tomo pruebas de dos líneas de 5000 [m], con

diámetro de 2 y 4 [pg]. La precisión del método dependerá de las magnitudes

del decremento de las presiones tomadas, entre más pequeñas sean, los

decrementos de presión, aumentara la precisión del cálculo. Por último Beggs y

Brill, desarrollaron 584 pruebas tomadas de datos experimentales, donde

descubrieron que el ángulo de inclinación afectaba el colgamiento. Las

correlaciones empleadas para modelar el flujo multifásico en tuberías

presentan los siguientes problemas:

• La mayoría fueron desarrolladas empleando datos experimentales para

el sistema aire-agua, con tubos de diámetros menores de 2 [pg].

• Para las aplicaciones reales se tienen diámetros mayores, por lo cual es

necesario extrapolar.

• La validez de la extrapolación es dudosa, ya que el comportamiento de

flujo multifásico es muy diferente para tubos de diámetros pequeños, en

comparación con tuberías de diámetros grandes.


197

6.1.3. Simulación en régimen estacionario y transitorio.

Como se menciono en el capítulo 1 existen tres tipos de regímenes de flujo,

estacionario, pseudoestacionario y transitorio. Los regímenes más utilizados en

la simulación son el estacionario y el transitorio, la diferencia entre un tipo de

régimen y el otro, es que en régimen transitorio se estudia el comportamiento

del flujo con respecto al tiempo, mismo que se resuelve por un conjunto de

ecuaciones de diferencias parciales, y en el régimen estacionario no interviene

el tiempo, el cual se resuelve con un sistema de ecuaciones lineales.

En el flujo transitorio el sistema de ecuaciones en diferencias parciales se

resuelve empleando un método de diferencias finitas, el método consiste en

discretizar el dominio físico continuo en una malla discreta de diferencias

finitas. Esto se logra aproximando las derivadas parciales mediante ecuaciones

algebraicas en términos de diferencias finitas. De esta forma un sistema de

ecuaciones diferenciales parciales se convierte en un sistema de ecuaciones

algebraicas.

Para la solución numérica del sistema de ecuaciones en diferencias parciales,

es necesario discretizar las variables independientes del sistema, en este caso

son la posición y el tiempo, por ejemplo, la tubería es dividida en celdas,

mismas que serán discretizadas posteriormente (figura 6.7).

Figura 6.7. Discretización de las tuerías

6.

Hay factores que se deben tomar en cuenta para la simulación en régimen

transitorio, como:

• La geometría del sistema se mantienen constante durante la simulación.

• Para la integración respecto al tiempo es necesario establecer el valor

del paso de integración, En general entre más pequeño sea, mucho

mejor será la aproximación obtenida con el método numérico.

• Si el paso de integración es muy pequeño, el tiempo de cómputo y por

tanto el esfuerzo computacional son mayores.


198

• El valor del paso de integración se determina en base a la precisión

requerida de la solución numérica y el tiempo de cómputo que se desea

invertir.

• Si el paso de integración es muy grande, la solución numérica no será

representativa de la solución real, provocará una condición conocida

como inestabilidad numérica.

6.1.3.1. Programas de cómputo para simulación de flujo multifásico.

Los programas de cómputo comerciales más ampliamente utilizados en la

industria petrolera para la simulación en estado estacionario de flujo

multifásico, son los siguientes:

• Pipephase (Invensys).

• Pipesim (Schlumberger).

• Prosper/GAP (Petroleum Experts).

La mayor parte de los simuladores de procesos químicos (PRO/II, Hysys,

Aspen, etc.), tienen módulos para simular la caídas de presión en ductos. Los

programas de cómputo más ampliamente empleados para la simulación de

flujo multifásico en régimen transitorio son los siguientes:

• OLGA (Scandpower).

• TACITE (IFP, incorporado al simulador Pipephase).

• PLAC (AES Technology).

El uso de la simulación en régimen transitorio presenta mayores ventajas, ya

que es como tener el comportamiento del flujo del fluido visualizado en una

película, y en el régimen estacionario es como si tuviéramos una foto del

sistema en un tiempo dado. Las principales aplicaciones de la simulación en

régimen transitorio se relacionan con análisis de escenarios que dependen del

tiempo.

• Paro y arranque de líneas.

• Simulación de flujo tapón en líneas.

• Simulación de la formación de sólidos orgánicos e inorgánicos.

• Simulación de equipo de proceso y sistemas de control.

• Dimensionamiento de tapones severos.

• Simulación de transitorios rápidos de presión (con un modelo

simplificado).

Esta es una herramienta que se puede aplicar durante toda la vida de un

sistema de producción de hidrocarburos. Para el análisis de sistemas de


199

producción de hidrocarburos mediante simulación en régimen transitorio, se

deben seguir las siguientes etapas.

Obtención de un estado pseudoestacionario.

Perturbar el sistema.

Simular el comportamiento el sistema después de la perturbación.

Como se mencionó anteriormente uno de los factores importantes para la

simulación del flujo multifásico es el comportamiento de los patrones de flujo,

ya que la variación de estos en el sistema, ocasiona una fuerte variación del

comportamiento del flujo de fluidos en el sistema, principalmente cuando se

presenta bacheo, por lo que se debe contar con modelos que describan

adecuadamente el cambio de estos a lo largo del sistema y con respecto al

tiempo. Debido a que existen pocos simuladores que cuentan con las

herramientas adecuadas para realizar este tipo de análisis, se decidió utilizar el

simulador OLGA, ya que este cuenta con una herramienta muy útil para

determinar el comportamiento de los patrones de flujo en el sistema, así como

el seguimiento de baches llamado SLUGTRACKING.

6.2. Simulador OLGA.

El modelo de OLGA fue desarrollado por los institutos noruegos IFE y SINTEF,

con el financiamiento de varias empresas petroleras. Teniendo un uso en más

de 100 sitios en el mundo.

Desde los 90’s, Chevron y Texaco han adoptado la tecnología de OLGA como

la herramienta principal para la solución de sus problemas de Aseguramiento

de Flujo. Hoy en día OLGA forma parte integral de los procedimientos de

trabajo en Chevron y Texaco, y sigue siendo usado en el diseño de sus

principales campos petroleros.

El modelo de OLGA es un modelo de flujo bifásico unidireccional en estado

transitorio, el cual se basa en una formulación de tres campos, la fase líquida,

el gas y gotas de líquido dispersas en la fase gaseosa. El simulador resuelve

simultáneamente las ecuaciones de conservación de masa y balance de

energía para cada campo, con la suposición de que existe equilibrio térmico

entre las fases, por esto se tiene sólo una ecuación de conservación de

energía. Adicionalmente, se considera que la tubería es completamente rígida,

el conjunto de ecuaciones diferenciales obtenido, se resuelve empleando un

método semi implícito.

Es una herramienta única para la simulación dinámica de flujo multifásico, así

como de evaluación conceptual, diseño de sistemas de producción,

procedimientos operativos, y análisis de seguridad.


200

6.2.1. Aplicación de OLGA.

OLGA puede ser usado durante todo el ciclo de vida de un proyecto, desde el

desarrollo de nuevos campos, hasta la evaluación de los mayores retos para el

aseguramiento de flujo, con la posibilidad de evaluar puntos específicos como

optimización de la producción, y largas distancias submarinas de gas y

condensado en instalaciones costa fuera (figura 6.8), por mencionar un

ejemplo.

Figura 6.8. Aplicación de OLGA en proyectos de explotación de aceite

4.

Este simulador presenta una gran versatilidad para el análisis en operaciones

en ductos, permitiendo la simulación con escenarios en los que exista bacheo

(figura 6.9), despresurización, aperturas, cierres, por mencionar algunos.

Además, permite el estudio del manejo térmico, que es un tópico de gran

importancia, debido al creciente desarrollo de campos costa fuera, en los que

se pueden presentar problemas con parafinas, asfaltenos, hidratos, etc. Por lo

que es de gran ayuda para poder modelar distintas operaciones.

Figura 6.9. OLGA en la simulación de flujo en ductos

4.

Además el simulador OLGA, no solo tiene aplicabilidad en operaciones

relacionadas con ductos, si no que su gran versatilidad también ofrece la

posibilidad de incluir componentes de procesamiento, como compresores,


201

bombas multifásicas, válvulas, controladores separadores con seguimiento de

varias fases, cambiadores de calor y tapones severos. Así mismo es útil para

hacer el seguimiento de la seguridad en los procesos (figura 6.10).

Figura 6.10. OLGA en equipos de proceso

4.

6.2.2. Simulación de pozos con OLGA.

El diseño de los pozos en el simulador OLGA puede ser de varias formas ya

sea por su régimen (estacionario o transitorio), o tipo de terminación. En el

caso de régimen, si es estacionario se pueden contemplar tópicos como

rendimiento de TP, comportamiento de afluencia, diseño de Terminación de

Pozo, diseño de bombeo neumático, y calentamiento térmico. Si por el

contrario se utiliza el régimen transitorio, las variables disponibles pueden ser

análisis de bacheo, optimización de sistemas artificiales, cierre, arranque, carga

de líquidos, formación y disolución de hidratos, limpieza de pozo y perforación

bajo balance (figura 6.11).

Figura 6.11. Vista en 3D de un pozo diseñado en OLGA

4.


202

Los resultados de la simulación dinámica de pozos se emplean para respaldar la toma de decisiones en los proyectos en las áreas mostradas en la tabla 6.3.

Pozos Tuberías Redes de recolección

Verificación de la producción planeada.

Ruta optima de tuberías.

Acumulación de agua.

Arranque de pozo.

Diseño de SAP.

Estabilidad de flujo.

Desarrollo de inhibidores.

Operaciones de perforación.

acumulación de agua.

Empacamiento y vaciado de líneas.

Paro y arranque.

Instalaciones de bombeo y compresión.

Corridas de diablos.

Rompimiento de baches.

Diseño de aislamiento, ensambles y medios de calentamientos.

Desarrollo de inhibidores.

Acumulación de agua.

Identificación de aéreas con alto contenido de corrosión.

Control de la estabilidad del aceite.

Optimización de la producción.

Separación submarina.

Dimensionamiento de tanques.

Control de incremento de líquidos.

Manejo de volúmenes de parafinas.

Diseño de etapas de separación.

Medición de fluidos.

Tabla 6.3. Ayuda de toma de decisiones con OLGA5.

La simulación de pozos con OLGA presenta variables beneficios al ser usado

en las diferentes operaciones en campo, tales como:

• Arranque y paro de producción.

• Efectos térmicos.

• Producción de varias zonas del yacimiento (pozos multilaterales y multi-

capas).

• Análisis de flujo cruzado entre zonas.

• Inyección al yacimiento, por ejemplo inyección alternada de agua y gas

(WAG).

• Limpieza de pozos.

• Efecto de enfriamiento después del paro.

• Acumulación en espacio anular después de la producción.

• BN y bombas sumergibles.

• Carga de líquido, agua y condensado.

• Optimización de la producción.

• Prueba de pozos efecto de segregación y agujero del pozo.

• Aseguramiento de flujo (parafinas e hidratos).

• Inhibidores de corrosión.

Además, para la simulación de pozos costa afuera se puede simular la línea de

flujo de la cabeza del pozo a la plataforma marina, es decir que con OLGA si

existe una conexión entre el yacimiento y las instalaciones de superficie, lo que

nos permite simular correctamente pozos en aguas profundas, lo que es una

gran ventaja (figura 6.12).


203

Figura 6.12. Comparación de OLGA con otros simuladores en simulación de pozos costa

fuera4.

6.2.3. Seguimiento de tapones.

Una de las características más importantes del simulador OLGA es la

capacidad de efectuar el seguimiento de tapones (SLUGTRACKING), en

sistemas multifásicos. El modelo empleado fue desarrollado por Bendiksen y

Straume, el cual presenta una malla que se deforma en función de una

velocidad arbitraria, la cual es independiente de la velocidad del fluido. Cada

cola y frente de los baches se describe dando la posición de cola y frente en

función del tiempo.

Figura 6.14. Seguimiento de tapones.

Es posible simular tapones que son generados por cuatro mecanismos:

• Hidrodinámico.

• Debidos al terreno.

• Por nivel (para arranque de líneas)

• Por corridas de limpieza.


204

Figura 6.15. Formación de tapones en líneas de flujo

6.

Los tapones se forman por la interacción en el sistema de transporte. El

fenómeno es cíclico y se da en 4 etapas.

1. La tubería ascendente se bloquea por el líquido que escurre y el que

fluye por el ducto. La entrada de gas se bloquea parcialmente con lo que

aumenta la presión hacia atrás.

2. La presión aumenta en el fondo hasta que el líquido acumulado alcanza

la parte superior de la tubería ascendente.

3. Cuando el líquido alcanza la parte superior de la tubería ascendente

empieza a llenar el separador hasta que el gas llega a la base, se

alcanza la máxima presión en el sistema. Cuando el gas penetra expulsa

el líquido en una descarga caótica y violenta.

4. Durante la descarga la presión desciende rápidamente permitiendo al

líquido remanente escurrir hacia la base de la tubería ascendente. Este

proceso se repite una y otra vez.

6.2.4. Limitaciones de OLGA.

El simulador OLGA presenta las siguientes limitaciones:

• Las propiedades de los fluidos (en la versión estándar) son función sólo

de la temperatura y la presión, además de ser constantes en el espacio


205

y el tiempo. Esta limitación es particularmente importante para la

simulación de sistemas donde los cambios en la composición total

puede tener un efecto importante en el comportamiento.

• Debido al método numérico empleado, es posible sólo simular

transitorios lentos, tales como los de temperatura o los debidos a

cambios en el flujo. Los transitorios rápidos tales como los de presión se

pueden simular con un modelo simplificado, además de que es

necesario cumplir muchas condiciones.

6.3. Caso de estudio con el simulador OLGA.

El uso de los simuladores como una herramienta para la evaluación de

diferentes métodos de explotación es de gran ayuda, debido a que permite ver

las ventajas y desventajas de usarlos sin tener que haberlos implementado,

esto nos permite hacer una selección del mejor método a usar en un pozo. El

objetivo de este caso de estudio es realizar un análisis de sensibilidad para

determinar cuál sería el aumento en la producción del pozo 1, mediante la

simulación de tres modelos simplificados, calentamiento eléctrico, BEC, y BEC

con inyección de diluyente.

6.3.1. Características del modelo usado.

Pozo 1. El pozo 1 es desviado, productor de hidrocarburos pesados, se

encuentra en un tirante de agua de 250 [m], y tiene una profundidad de 1750

[m]. La cima del intervalo productor se encuentra a 1595 [m] de profundidad, y

la ubicación de la plataforma se encuentra 25 [m] por encima del nivel del mar.

La representación del modelo en OLGA se hizo a partir de dos secciones, una

que va del fondo del pozo a la cabeza, y la otra que va de la cabeza del pozo

hasta la plataforma.

La primera sección, que es donde se encuentra la desviación del pozo, se

represento de manera simplificada, y se consideró un único cambio de

inclinación, obteniendo así dos secciones, una con inclinación de 45º y 1000

[m] de longitud, y la otra de 800 [m] y una inclinación de 90º (gráfica 6.1).

La segunda sección, que es la línea de descarga que va hasta la plataforma,

está compuesta por una sección horizontal de 4370 [m] de longitud, la cual

incluye cambios de inclinación importantes, y otra sección vertical de 300 [m]

(gráfica 6.2).


206

Gráfica 6.1. Perfil del pozo 1.

El estado mecánico del pozo cuenta con una TR superficial de 30” a 40 [m] de profundidad, una TR conductora de 20” a 200 [m], una TR intermedia de 13 3/8” a 700 [m], un liner de 9 5/8” a 1850 [m], y TP de 7”. Los accesorios instalados son un medio árbol de válvulas de 13 5/8”x7 1/16” (5M), un cabezal compacto de 20 3/4” (3M)x13 5/8” (5M), una brida doble sello 20 3/4” (3M)x20 3/4”(5M), un cabezal soldable 20 3/4” (3M), y una válvula de tormenta BAKER de 7 1/2”, 12.6 lb/p, VAM-TOP @ 255 MD. En el lecho marino se tiene una tubería de 12” con una longitud de 4300 [m], un riser de 10” de 300[m], y una válvula de 3 1/2”.

Gráfica 6.2. Perfil de la línea de descarga.


207

Yacimiento 1. El yacimiento de interés consiste en areniscas con

intercalaciones de lutitas saturadas con aceite pesado, con un espesor de

disparos de 65 [m], a una profundidad de 1595 [m]. Los mecanismos de empuje

dominantes en el yacimiento son expansión del sistema roca-fluidos, así como

la expansión del gas disuelto liberado. Los datos del yacimiento usados para la

simulación se presentan en la tabla 6.4.

Profundidad [m] 1595

Presión del yacimiento [lb/pg2] 2650


ºAPI 18

Relación gas-aceite [pie3/bl] 80

Factor de volumen de aceite [bl/bl] 1.0847

Viscosidad [cp] 15

Porosidad 32%

Permeabilidad [mD] 12

Saturación inicial del agua 5%

Presión en la cabeza del pozo [lb/pg2] 500

Potencial del pozo [(bl/d)/(lb/pg2)] 4.5

Tabla 6.4. Características del yacimiento 1.

Fluido 1. El fluido utilizado en la simulación es un crudo pesado de 18 ºAPI, y

su composición se muestra en la tabla 6.5, a partir de estos datos, se realizaron

tablas para ser usadas con el simulador OLGA, las cuales incluyen el

comportamiento de la viscosidad del aceite y el gas, así como de sus

densidades, entre otras propiedades, con respecto a la temperatura y la

presión. Las tablas elaboradas deben contener el rango de presiones y

temperaturas que se manejarán en la simulación, de lo contrario no se podrán

obtener resultados, ya que son imprescindibles para el simulador OLGA.

Componente N2 CO2 C1 C2 C3 iC4 nC4 C6 C7+ MC7+ ρc7+

%mol 0.90

0.14 38.78 2.03 0.06 0.01 0.05 0.04 57.99 2.96 0.955

Tabla 6.5. Composición del fluido en porciento mol.

El fluido 1 es un crudo pesado, aunque su viscosidad no es muy elevada, ya

que las viscosidades que presenta están entre las más bajas para un crudo

pesado, mismas que pueden variar dentro de un rango que va desde los 10

[cp] hasta valores muy por encima de los 300 [cp]7.

Si se observa la gráfica 6.3, se puede notar que los valores de la densidad

tienen una mayor variación cuando se modifica la presión, ya sea para el


208

líquido o para el gas, ya que el área que representa el comportamiento de la

densidad con respecto a la presión y la temperatura tiene una mayor pendiente

en la dirección de la presión. La variación de la densidad debido al cambio en

la presión, dejando la temperatura constante, llega a ser hasta de

aproximadamente 50 [Kg/m3], para e líquido y 80 [Kg/m3], para el gas; y la

variación de la densidad debido al cambio en la temperatura, dejando la

presión constante, es de aproximadamente 15 [Kg/m3], para el líquido y 45

[Kg/m3], para el gas.

Gráfica 6.3. a) Comportamiento de la densidad del líquido (a) y del gas (b), con respecto a la

presión y la temperatura.

En cuanto a la viscosidad de las fases, se puede notar que la viscosidad del

líquido es la que se ve mayormente afectada por el cambio de presión y

temperatura, presentando un cambio brusco en la pendiente del manto para

presiones y temperaturas bajas, alcanzando valores de hasta 80 [cp].

Gráfica 6.4. a) Comportamiento de la viscosidad del gas (a) y del líquido (b), con respecto a la

presión y la temperatura.

6.3.2. Diseño del modelo con OLGA.

Para realizar los perfiles del pozo y la línea de descarga, se obtienen datos a

partir de los giroscópicos, los cuales generalmente se componen de una gran


209

cantidad de puntos, con los que se generan segmentos cortos, pero debido a

que la velocidad de ejecución de la simulación depende de la longitud de

dichos segmentos, los perfiles deben ser simplificados.

No. De tubo Ramal Etiqueta Diámetro [pg] X final [m] Y final [m]

Punto de

inicio Línea de descarga 0 -255

1-1 Línea de descarga Pipe-1 12 1000 -255





1-6 Línea de descarga Pipe-6 10 4300 30

1-7 Línea de descarga Pipe-7 10 4400 30

Punto de

inicio Pozo -707 -1762

2-1 Pozo Pipe-1 7 0 -1055

2-2 Pozo Pipe-2 7 0 -255

Tabla 6.6. Configuración de la línea de descarga y aparejo de fondo en OLGA.

Los perfiles de los pozos tienen como característica poseer secciones de

inclinación casi constante, por lo tanto para conseguir una simulación más

eficiente se deben conservar solo los puntos que definen cambios de

inclinación importantes, y eliminar aquellos considerados no relevantes.

Además del perfil del pozo, los accesorios en el mismo se modelan con base a

los datos proporcionados en el estado mecánico. La configuración del pozo 1,

es mostrada en la tabla 6.6, donde se puede observar, que se consideran 2

secciones de tubería para el flujo en el pozo, y 7 secciones de tubería para el

flujo en la línea de descarga, donde 5 secciones pertenecen a tubería en el

lecho marino y 2 secciones al riser de producción.

En la simulación de los procesos de transporte es muy importante considerar

las pérdidas de calor en el sistema, por lo que es conveniente contar con

información detallada de las paredes que lo limitan, y en qué forma interactúan

estas con su entorno, es decir, se deben conocer los coeficientes de

transferencia de calor de cada una de las paredes consideras en el diseño.

En el modelo utilizado para la simulación del pozo 1, se consideró que se

tenían diferentes paredes en el pozo. Los materiales de las paredes


210

consideradas para el pozo fueron, cemento, formación, lodo o fluido

empacador. Una vista esquemática del pozo es mostrada en la figura 6.16.

Figura 6.16. Paredes del pozo.

Las propiedades de las paredes consideradas, son mostradas en la tabla 6.7,

donde solo se presentan valores de viscosidad y expansión, para la salmuera,

ya que es la única que se considero como un fluido, las demás paredes fueron

consideradas como solidas, por lo que no cuentan con dichos valores.

Cemento Formación Lodo Acero Aislante Salmuera

Cp [J/Kg*°C] 837.51 1256 1616.08 500 1500 2047.7

Conductividad

[W/m*K] 0.983 1.59 0.623 50 0.135 0.455

Densidad [kg/m3] 1889.96 2243 1390.4 7850 1000 1677.38

Expansión [1/°C] - - - -

- 3.66x10-4

Viscosidad [N*s/m2] - - -

- - 1x10

-3

Tabla 6.7. Propiedades de los materiales del pozo 1.

El diseño del modelo contempla 4 zonas con una configuración diferente para

las paredes que estarán interactuando con el medio circundante. La primer

zona es la que corresponde al pozo, y se contemplan 6 diferentes espesores

de formación, los cuales se vas haciendo más gruesos conforme se alejan del

centro del pozo, adicionalmente se considera una pared de cemento, una de

acero, que corresponden a la TR cementada, una de salmuera y otra de acero,

que corresponden al fluido empacador y a la tubería de producción. La

segunda zona que comprende la parte superior del pozo contempla más

paredes, considerando el estado mecánico del pozo, por lo que se tienen

paredes de cemento, lodo, salmuera, acero, y formación. La tercer zona es la

que corresponde a la tubería de descarga, la cual está en el lecho marino, por

lo que se contempla además del acero, una pared de aislante térmico. Por

último, la cuarta zona comprende solo al riser de producción, el cual también

está sumergido en agua, pero no se considera aislante térmico en el, así que

solo consta de una pared de acero. Los espesores utilizados se muestran en la

tabla 6.8.


211

Pared Material Espesor de pared

Tubería Acero 9 [mm]

Aislante 25 [mm]

Aislante 25 [mm]

Riser acero 7.5 [mm]

Parte superior del pozo Acero 1.18 [pg]

Salmuera 1.578 [pg]

Acero 0.797 [pg]

Cemento 0.8125 [pg]

Acero 0.625 [pg]

Lodo 0.6125 [pg]

Acero 0.575i[pg]

Cemento 2 [pg]

Formación 1 [pg]

Formación 2 [pg]

Formación 4 [pg]

Formación 8 [pg]

Formación 16 [pg]

Formación 32 [pg]

Fondo del pozo Acero 0.375 [pg]

Salmuera 1.252 [pg]

Acero 0.498 [pg]

Cemento 0.75 [pg]

Formación 1 [pg]

Formación 2 [pg]

Formación 4 [pg]

Formación 8 [pg]

Formación 16 [pg]

Formación 32 [pg]

Tabla 6.8. Aproximación de la formación.

En este caso se consideró un gradiente geotérmico lineal entre las

perforaciones y el lecho marino (70 a 6 [ºC]), y un coeficiente de transferencia

de calor de 6.5 [W/m2 ºC]. La configuración de los accesorios se muestra en la

tabla 6.9.

Nombre Ramal Posición Tubo diámetro

Válvula de riser Línea de descarga 4650.19 m PIPE-7 0.1 [m]

Válvula de cabeza del pozo Pozo 1799.85 m PIPE-2 0.089 [m]

Tabla 6.9. Configuración de los accesorios.

6.3.3. Simulación de los diferentes escenarios.

Con el objetivo de realizar un análisis de sensibilidad se hizo la simulación de la

puesta en producción del pozo 1, para un tiempo de 24 horas, considerando

cuatro escenarios posibles: flujo natural del pozo, implementación de

calentamiento eléctrico, implementación de un sistema BEC, e implementación


212

de un sistema BEC asistido con inyección de diluyente. Con lo anterior se

pretende mostrar el efecto del aumento de la temperatura, y el efecto de la

inyección de diluyente para el mejoramiento de la producción del pozo 1. El

diagrama base utilizado para la simulación es mostrado en la figura 6.17.

Figura 6.17. Diagrama base utilizado en la simulación.

6.3.3.1. Simulación del flujo natural del pozo 1.

Para este caso, no se obtuvo flujo, las condiciones de presión, temperatura, y

propiedades del fluido consideradas, dieron como resultado que el pozo 1 no

sea productor. Como se puede observar en la gráfica 6.5, la producción del

pozo 1 cae hasta llegar a cero después de 6 horas, de donde se deduce que

las condiciones no permitirán un flujo óptimo y es necesario implementar algún

sistema que adicione energía al pozo 1 para que este sea productor.

Gráfica 6.5. Gasto de producción contra tiempo, del pozo 1.


213

6.3.3.2. Simulación del calentamiento eléctrico del pozo.

En este escenario se implemento un modelo simplificado de un cable

calentador de fondo del pozo, con una longitud de 1000 [m], y una capacidad

para suplir 250 [W/m], esta cantidad se asumió, debido a que se consideró la

implementación de un calentador con cable de aislamiento mineral (MI), como

el visto en el capítulo III.

Gráfica 6.6. Perfil de temperatura del pozo 1 con calentamiento eléctrico.

Para este escenario, con el perfil de temperatura mostrado en la gráfica 6.6, se

puede observar como la temperatura del pozo aumenta de 55 [ºC] hasta 70

[ºC], debido a que el cable calentador fue implementado en el fondo del pozo

con una longitud de 1000 [m]. Por lo tanto es visible que la curva de

temperatura después de los 1000 [m] comienza a descender, ya que el fluido

no está bajo los efectos del calentador, y comienza a perder temperatura.

Gráfica 6.7. Comportamiento de la viscosidad a lo largo de la tubería con calentamiento

electrico.


214

Este efecto de calentamiento del pozo afecta la viscosidad del aceite producido

por el pozo 1, como se puede ver en la gráfica 6.7, donde la viscosidad del

fluido está por debajo de los 15 [cp], mientras se mantiene el calentamiento,

para después regresar a su valor original, va aumentando mientras el fluido

avanza en la línea de flujo y se va enfriando. Al final de la gráfica se puede

observar que hay un aumento brusco en la viscosidad del fluido, la cual pasa

de un valor de aproximadamente 27.5 [cp] a 45 [cp]. Este cambio abrupto se le

puede atribuir a la sección del riser, el cual no tiene aislamiento térmico lo que

provoca una disminución rápida de la temperatura, y el consecuente aumento

en la viscosidad.

Gráfica 6.8. Comportamiento de la densidad a lo largo de la tubería con calentamiento eléctrico.

Adicionalmente se tiene una pequeña disminución en la densidad del fluido

como se puede observar en la gráfica 6.8, con lo que se logra hacer que el

fluido del pozo 1 fluya hasta la plataforma, con un gasto de aproximadamente

700 [bls/d], como se puede ver en la gráfica 6.9.

Gráfica 6.9. Gasto de producción del pozo 1 contra tiempo, en la plataforma con calentamiento

eléctrico.


215

El gasto en la plataforma muestra dos variaciones importantes, a las 10 y 18

horas de producción, lo que se debe a los patrones de flujo presentes en el

sistema. Como se muestra en la gráfica 6.10, los patrones presentes en el

sistema son básicamente 3, flujo burbuja (representado con el número 4 en

OLGA), laminar (1), y tapón (3).

Gráfica 6.10. Patrones de flujo presentes en el sistema con calentamiento eléctrico.

Adicionalmente si se observa el colgamiento a lo largo de la tubería en la

gráfica 6.11, se puede notar que al inicio hay mayor flujo de líquido en el pozo,

pero después va aumentando el volumen de gas, por lo que el valor del factor

de colgamiento disminuye. Se pueden notar dos zonas con un importante flujo

de gas, aproximadamente a los 1500 [m], y 3500 [m] en la línea de flujo.

Gráfica 6.11. Comportamiento del colgamiento a lo largo de la tubería con calentamiento

eléctrico.


216

Debido a lo anterior, se puede asumir que existe bacheo en el sistema, y se

comprueba observando la gráfica 6.12, que nos muestra el bacheo presente en

el sistema con respecto al tiempo.

Gráfica 6.12. Número de baches con respecto al tiempo con calentamiento eléctrico.

En número de baches generados en el sistema varía, y en algunos momentos

alcanza un valor muy elevado, de hasta 50, manteniéndose estable por tiempos

mayores en valores que oscilan entre 1 y 3.

El total de baches formados en el sistema que reporta OLGA, como se puede

ver en la gráfica 6.13 es de poco más de 600, para las 24 horas simuladas.

Gráfica 6.13. Total de baches formados en el sistema a las 24 horas de simulación con



217

Debido a estos fenómenos presentes en el sistema, podemos observar las

caídas de presión a lo largo del sistema, desde el fondo del pozo hasta la

plataforma.

Gráfica 6.14. Perfil de presión a lo largo del sistema con calentamiento eléctrico.

Como se puede observar, las caídas de presión mayores se tienen en las

secciones que presentan inclinación, como es el pozo y el riser. A lo largo de

la sección horizontal de la línea de flujo, las caídas de presión son mínimas.

6.3.3.3. Simulación del bombeo electrocentrífugo sumergido.

Para este caso, se hizo una simplificación para representar los efectos de la

instalación de una bomba en el pozo, a una profundidad de 1000 [m], con las

siguientes características:

Velocidad máxima de la bomba 3000 [rpm].

Velocidad de la bomba 400 [rpm].

Gasto de la bomba 100 [bbl/d].

Eficiencia de la bomba [70%].

Torque 200 [Nm].

Con estas condiciones, se logró modificar el perfil de presión del sistema, como

se puede ver en la gráfica 6.15. La alteración de la presión en el pozo se

observa a la profundidad que fue implementada la bomba, es decir a los 1000

[m], donde se observa un aumento en la presión de aproximadamente 300

[lb/pg2], para después volver a la presión de 1000 [lb/pg2], a partir de la cabeza

del pozo.


218

Gráfica 6.15. Perfil de presión a lo largo de la tubería con BEC.

Esta alteración en la presión modifica los demás perfiles, como se puede ver en

la gráfica 6.16, la densidad del fluido después de la bomba sufre una

disminución de alrededor de 0.005 [g/cm3], lo que puede ser atribuible al

cambio de presión y temperatura que ocurre en la zona en la que se encuentra

instalada la bomba.

Gráfica 6.16. Comportamiento de la densidad a lo largo de la tubería con BEC.

El perfil de temperatura presenta un incremento después de la zona donde se

encuentra la bomba, aunque este no es tan grande como el que se observó en

el calentamiento eléctrico.


219

Gráfica 6.17. Perfil de temperatura en el sistema con BEC.

Las variaciones de presión y temperatura a las que es sometido el fluido,

provocan además, una variación pequeña en su viscosidad, como se puede

observar en la gráfica 6.18. En esta gráfica podemos observar, como en las

graficas anteriores, que después de la bomba el fluido presenta una variación,

ahora en la viscosidad, la cual disminuye fuertemente, para después

incrementar su valor a lo largo de la línea de descarga. Se puede notar también

el cambio en la viscosidad del fluido debido al riser sin aislamiento térmico.

Gráfica 6.18. Comportamiento de la viscosidad a lo largo de la tubería con BEC.

Gracias a estos efectos, se logra obtener el flujo del fluido hasta la plataforma,

con un gasto de aproximadamente 2000 [bls/d], pero al igual que en el

calentamiento eléctrico, el gasto no es constante y presenta fuertes variaciones

cada 2 horas aproximadamente como se puede observar en la gráfica 6.19.


220

Gráfica 6.19. Gasto de producción del pozo 1 contra tiempo, en la plataforma con BEC.

Como se observa en la gráfica 6.20, los patrones de flujo presentes en el

sistema son nuevamente tres, burbuja, laminar, y bache. El flujo burbuja se da

principalmente en el pozo, y en la línea de descarga se presentan los tres, pero

predomina el flujo laminar.

Gráfica 6.20. Patrones de flujo presentes en el sistema con BEC.

En la gráfica 6.21, se puede observar el comportamiento del colgamiento a lo

largo del sistema, adicionalmente se ve el efecto que ocasiona la bomba

después de los 1000 [m] en el pozo, en donde la cantidad de líquido vuelve a

aumentar por el efecto ocasionado por la presencia de la bomba.


221

Gráfica 6.21. Variación del colgamiento a lo largo de la tubería con BEC.

Debido al comportamiento del gasto, a los patrones de flujo presentes, y al

comportamiento del colgamiento, se puede analizar la presencia de bacheo en

el sistema, el cual se puede observar en la gráfica 6.22. El número de baches

presentes en el sistema llega a ser en ocasiones mayor a 50, y se presentan

con frecuencia aproximadamente cada 2 horas, pero predominan valores

menores a 10.

Gráfica 6.22. Número de baches presentes en el sistema contra el tiempo con BEC.

Finalmente se tiene que el número de baches en el sistema es elevado, por

encima de los 2000, para las 24 horas que se simuló la producción del pozo 1,

lo cual se muestra en la gráfica 6.23.


222

Gráfica 6.23. Número de baches formados en el sistema después de 24 horas con BEC.

6.3.3.4. Simulación del BEC asistido con inyección de diluyente.

Para la simulación de BEC asistido con inyección de diluyente, se realizo una

simplificación del sistema, ocupando las mismas características de la bomba

usada para la representación del BEC, y adicionalmente se propuso la

inyección de un fluido a un gasto de 2000 [bls/d], a una profundidad de 1000

[m]. El aceite inyectado se consideró un ligero con una densidad de 30 [ºAPI].

Con la inyección de diluyente la presión en el fondo disminuyó

considerablemente, como se muestra en la gráfica 6.24, y se puede observar

además el efecto de la bomba a los 1000 [m] en el pozo.

Gráfica 6.24. Perfil de presión en el sistema con BEC asistido con diluyente.

La densidad mantiene su comportamiento igual que el BEC del caso anterior,

pero después de los 1000 [m], sufre una disminución, lo que se le puede


223

atribuir a la inyección del diluyente, aunque se sigue notando el cambio

provocado por la bomba, como se muestra en la gráfica 6.25.

Gráfica 6.25. Comportamiento de la densidad en el sistema con BEC asistido con diluyente.

La viscosidad también se ve afectada, presenta una disminución como se

muestra en la gráfica 6.26, además cabe destacar que la viscosidad final es

menor que la presente en el caso en que se implementa solo el BEC.

Gráfica 6.26. Comportamiento de la viscosidad en el sistema con BEC asistido con diluyente.

Los patrones de flujo presentes en el sistema son tres para este caso, flujo

burbuja, laminar y anular. Este cambio en los patrones de flujo se puede atribuir

a la inyección del ligero, lo que ocasiona un incremento en la presencia de la

fase gaseosa. En la gráfica 6.27 se puede observar la presencia de flujo anular

en la última parte de la línea de flujo, que es donde se encuentra el riser.


224

Gráfica 6.27. Patrones de flujo presentes en el sistema con BEC asistido con diluyente.

En la gráfica 6.28, se puede notar como existe un aumento en la cantidad de

gas presente en la tubería, a lo que se le atribuye la presencia de flujo anular

en el riser. Además se puede notar como la geometría de la curva de

colgamiento tuvo una variación mayor con respecto a las obtenidas en los

casos anteriores, mostrando un valor menor para esta variable.

Gráfica 6.28. Variación del colgamiento a lo largo de la tubería con BEC asistido con diluyente.

El gasto obtenido en este escenario es de aproximadamente 7000 [bls/d], como

se puede observar en la gráfica 6.29. La gráfica de gasto muestra que este se

mantiene entre 6000 y 7000 [bls/d], presentando una variación constante en el

tiempo.


225

Gráfica 6.29. Gasto de producción en la plataforma contra el tiempo con BEC asistido con

diluyente.

Esta alta variación en el gasto se debe a la presencia de un bacheo constante,

lo cual puede ser observado en la gráfica 6.30, y en la 6.31. Se puede observar

como cada determinado tiempo se forman 4 baches, y se mantiene constante,

por lo que no provoca que el gasto de líquido sufra variaciones importantes, si

se comparan con la cantidad de liquido que se está produciendo.

Gráfica 6.30. Número de baches formados a través del tiempo con BEC asistido con diluyente.

La cantidad de baches presentes en el sistema es muy grande, y como se

puede ver en la gráfica 6.32, el número de baches formados transcurridas las

24 horas simuladas es poco menor a 100000. Esta gran cantidad de baches se

atribuye a la presencia de una mayor cantidad de gas en el sistema, debido a


226

que se inyecto un crudo más ligero. Aún así, el gasto de producción fue muy

alto y se mantuvo constante durante las 24 horas simuladas, sin mostrar

cambios repentinos demasiado grandes.

Gráfica 6.31. Acercamiento a la gráfica 6.30.

Gráfica 6.32. Total de baches formados en el sistema, después de 24 horas con BEC asistido

con diluyente.

6.3.3.5 Análisis de los resultados obtenidos y conclusiones de la

simulación.

El flujo predominante en el pozo fue el flujo burbuja, para los tres escenarios, y

en todos los casos también se encontró la presencia de baches

hidrodinámicos, en el transporte del fluido del fondo hasta la plataforma


227

normalmente presentes en la línea de descarga. En los casos de calentamiento

eléctrico y BEC, el bacheo fue más severo, debido a que para un tiempo se

llegaban a presentar más de 50 baches, lo que provocaba una alta variación en

el gasto de producción. La simplificación del BEC fue la que mostro el bacheo

más severo.

El bacheo presente en la simplificación del BEC asistido con la inyección de

diluyente, mostro una mayor cantidad de baches, pero estos eran constantes y

en cantidades mucho más reducidas, alrededor de 4 baches, por lo que no

provocaban alteraciones mayores en el gasto de producción, aunque uno de

los problemas en este escenario fue la presencia de flujo anular en el riser.

Como se puede observar en la gráfica 6.33, el mayor gasto de producción se

consiguió con la implementación del BEC asistido con la inyección de diluyente,

permitiendo obtener un gasto entre 6000 y 7000 [bls/d], seguido por el BEC con

un gasto de alrededor de 2000 [bls/d], y por último el calentamiento eléctrico

con 700 [bls/d].

Por lo tanto se puede concluir que el uso de los diferentes dispositivos

efectivamente incrementa la productividad del pozo, pero el sistema que

indudablemente lo hace en mayor medida es el BEC asistido con la inyección

de diluyente. La elección del sistema a utilizar estará en función de un estudio

económico que dicte la posibilidad de implementar el sistema, ya que en este

caso solo se evaluó el incremento en el gasto del pozo, y si nos regimos por

esa única variable, el de mejor desempeño ha sido la combinación del BEC con

inyección de diluyente.

Gráfica 6.33. Comparación de los gastos de producción obtenidos en la simulación.


228

Los resultados de la simulación de los tres distintos escenarios; calentamiento

eléctrico, bombeo electrocentrífugo sumergido y la inyección de diluyente,

fueron aceptables debido a que permitieron aumentar el gasto de liquido, ya

que se tenía un pozo que no era productor y se consiguió que este aportara

fluidos, los cuales llegaron hasta la plataforma.

El calentamiento eléctrico permitió modificar el perfil de temperatura, afectando

de manera directa el comportamiento de la viscosidad del fluido,

disminuyéndola y permitiendo de esta manera que la movilidad del fluido fuera

mayor, consiguiendo que este llegara hasta la superficie en la plataforma. Por

otra parte el BEC, modifico el perfil de presiones, alterando la viscosidad y

densidad del fluido, consiguiendo un mayor flujo de fluidos que el calentamiento

eléctrico. Por último, el BEC asistido con la inyección de diluyente tuvo un

impacto mayor en el perfil de presiones del sistema, consiguiendo el mayor

gasto de liquido hacia la plataforma.

Se observó que la reducción de la viscosidad con el calentamiento eléctrico y la

reducción de la densidad con la inyección de diluyente, efectivamente aumenta

la producción, así como se probó que el uso de bombas centrífugas

incrementan los gastos de producción de crudos pesados. Adicionalmente se

tiene que en la producción de crudos pesados, por lo regular se presenta flujo

bache, por lo que se recomienda hacer un seguimiento de baches con OLGA,

para que a la hora de poner en operación el pozo, no se tenga problemas en el

flujo del fluido.

Por último se puede concluir que el uso de OLGA para la simulación de flujo

multifásico en flujo transitorio para crudos pesados, es una herramienta

demasiado útil, ya que al conocer una aproximación del comportamiento del

SIP previo a la puesta en marcha, se puede tener un mejor diseño y

optimización del sistema para las decisiones de un proyecto dado.


229

REFERENCIAS.

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engineering: A computer-assisted approach”, Elsevier Science &

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6. Víctor Martínez Ortiz, “Curso de simulación en flujo transiente de

hidrocarburos con OLGA”, IMP 2009.

Conclusiones y Recomendaciones

230

CONCLUSIONES

La importancia de los crudos pesados para México, es grande, como se vio,

el porcentaje de reservas pertenecientes a este tipo de crudos rebasa el

50%, por lo que es imposible ignorar los proyectos de explotación de este

tipo de crudos.

Es muy importante conocer todas las partes que conforman un sistema

integral de producción, ya que al cambiar las condiciones de este, podemos

obtener una mayor producción de hidrocarburos.

Al conocer los problemas que se pueden presentar en el pozo en la

producción de hidrocarburos pesados, tales como el depósito de parafinas,

asfaltenos e hidratos de gas, se pueden tomar decisiones adecuadas para

la implementación de métodos de producción que optimicen el proceso de

extracción de hidrocarburos, y obtener las condiciones adecuadas para el

flujo de fluidos en el sistema integral de producción.

Antes de seleccionar los métodos que se van utilizar para la producción de

hidrocarburos pesados es necesario conocer adecuadamente las

condiciones a las cuales se van explotar dichos fluidos, tales como:

instalaciones (costa fuera o terrestres), tipo de pozo (horizontal, inclinado o

vertical), propiedades de los fluidos, etc.

Las tecnologías que se describieron a lo largo de este trabajo, fueron

seleccionadas con base a una investigación exhaustiva de los métodos

que mostraron los resultados más satisfactorios, al ser implementados en

campos de hidrocarburos pesados en diferentes partes del mundo.

Los métodos y sistemas descritos con mayor detalle en este trabajo,

presentan la peculiaridad de que añaden energía mejorando condiciones a

nivel de pozo, es decir, que las variables afectadas, por ejemplo la

densidad, o viscosidad, son alteradas a lo mucho en la vecindad del pozo,

con lo que se logra una reducción en los costos, debido a que no requieren

de grandes inversiones de capital si son comparados con métodos de

recuperación mejorada como la inyección de vapor.

Los sistemas y dispositivos para la producción térmica de hidrocarburos

pesados, permiten incrementar la producción aumentando la temperatura

del fluido, con lo que se logra una disminución en la viscosidad,


231

favoreciendo la movilidad del fluido, optimizando así la productividad del

pozo.

Los métodos de producción de hidrocarburos pesados en frio o

convencionales, permiten mejorar las condiciones de flujo, sin requerir

fuentes alternas para la generación de calor. Normalmente mediante la

implementación de sistemas especiales que soporten las condiciones de

alta viscosidad, presencia de sólidos y altas temperaturas que llegan a estar

presentes en los yacimientos de hidrocarburos pesados.

Se corroboró que los sistemas artificiales de producción, siguen siendo sin

duda alguna de las herramientas más útiles para mejorar la producción de

hidrocarburos, dado el uso en aumento de sistemas como el BEC y BCP,

para la producción de crudos pesados.

El uso de simuladores es de gran ayuda ya que permiten evaluar las

condiciones presentes en distintos escenarios, los cuales pueden ser

planteados como una solución a un problema dado. Sin olvidar que son

utilizadas simplificaciones para la realización de dichos escenarios y que la

simulación solo es una herramienta para la toma de decisiones.

El tener la posibilidad de predecir el comportamiento de un pozo,

implementándole diferentes métodos de producción, permite que se elija la

mejor opción, de en entre todas las posibles, consiguiendo el mejor

desempeño con una menor incertidumbre, y menor lugar a fallas, por

consiguiente se logra una mayor rentabilidad de un proyecto dado.

Al apoyarse con el seguimiento de baches con OLGA, se pueden conocer

las variaciones de flujo que se tendrán en el sistema integral de producción.

En el caso que se manejó, se pudo observar que para el calentamiento

eléctrico y el BEC se tiene un bacheo severo pero la recurrencia es menor.

En cuanto al uso de la inyección de diluyente, es menos severo pero es

más frecuente en todo el sistema, esto debido a que se le inyecta un fluido

más ligero, y se aumenta la presencia de gas.


232

RECOMENDACIONES

Para el desarrollo de campos de hidrocarburos pesados, es de vital

importancia realizar un análisis exhaustivo de las condiciones presentes,

tales como: propiedades de los fluidos (densidad, viscosidad, contenido de

sólidos, etc.), tipo de yacimiento, tipo de instalaciones (pozos terrestres,

pozos costa fuera, tipo de terminación, entre otras), etc. Lo anterior para

poder realizar la selección, diseño y aplicación del método que más

convenga, dadas dichas condiciones. Este análisis debe contemplar

factores decisivos en la elección del método a implementar, tales como

grado de variación de la viscosidad del crudo debido a un aumento de

temperatura, perfiles de temperatura a lo largo del SIP (principalmente en

instalaciones costa fuera), aseguramiento de flujo, etc.

Es importante mencionar que para la selección adecuada de la tecnología a

implementar en un proyecto dado, se debe realizar un análisis económico.

Esto, debido a que en ocasiones, las tecnologías suelen ser efectivas en

aspectos técnicos y de operación, pero los costos para llevar a cabo la

puesta en operación de dicha tecnología pueden ser muy altos, lo que

harían un proyecto poco rentable.

Para los sistemas y dispositivos para el calentamiento eléctrico, además de

contemplar los perfiles de temperatura, se deben contemplar la formación

productora, ya que la capacidad de transferencia de calor de esta es

importante para que se dé un calentamiento eléctrico efectivo.

Para la inyección de un crudo ligero como diluyente, se debe tomar en

cuenta la realización de un estudio de compatibilidad de fluidos, con el que

se pueda observar que la inyección del crudo ligero no provocará una

mayor precipitación de asfaltenos en el sistema.

Es posible realizar una combinación de los métodos de explotación

presentados en este trabajo, sin perder de vista el estudio de las diferentes

variables que afectan, además de un estudio económico que determine si

es rentable dicha combinación. Por ejemplo, existe la posibilidad de utilizar

el BEC y el BCP de manera conjunta, o también que se esté produciendo

en un pozo en costa fuera con algún tipo de bombeo, y que se utilice el

calentamiento eléctrico para mantener la temperatura del fluido a

condiciones optimas para su manejo, a lo largo de su transporte por el

lecho marino.


233

Es importante mencionar que con la simulación con OLGA, solo se logra

una aproximación del comportamiento de flujo de fluidos, y que se debe

contemplar una simulación como el comportamiento real de los fluidos en el

sistema integral de producción, es decir se debe tener mucho criterio y

experiencia para una correcta interpretación de los resultados.

La información que se requiere para simulación debe ser real, por lo que se

debe tener gran seguridad de que la información que es proporcionada es

la correcta, debido a que entre menos suposiciones se hagan se tendrá una

mayor aproximación, y por ende una mayor certeza de que los resultados

obtenidos son útiles.

Para la adecuada simulación de flujo, se debe tomar en consideración

todas las condiciones que intervienen en el sistema integral de producción,

para obtener una mejor aproximación de lo que pasa en la realidad.

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t e s i s - unammomentos donde más los necesite. antes de cualquier cosa quiero agradecer a dios y...

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